trabajo final de maestrÍa · 2016-03-03 · figura 5: curva de susceptibilidad cbema [1][37]........

SEDE MANIZALES

TRABAJO FINAL DE MAESTRÍA

Guía metodológica para el análisis de

hundimientos de tensión en el sistema de

distribución de la CHEC

Autor:

Andrés Felipe Salazar Jiménez

Universidad Nacional de Colombia, Sede Manizales

Facultad de Ingeniería y Arquitectura

Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación

Manizales, Colombia

2015

Guía metodológica para el análisis de hundimientos de tensión en el sistema de

distribución de la CHEC

Autor:


Trabajo presentada como requisito parcial para optar al título de:

Magister en Ingeniería – Ingeniería Eléctrica

Director:

Ph.D. Armando Jaime Ustariz Farfán, UN

Línea de Investigación en Compatibilidad Electromagnética

Grupo de Investigación en Calidad de la Energía y Electrónica de Potencia “GICEP”

Universidad Nacional de Colombia, Sede Manizales

Facultad de Ingeniería y Arquitectura

Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación

Manizales, Colombia

2015

Methodological guide to analyze sag voltage in

the CHEC distribution system

Author:


Master´s degree final project presented for the degree of:

Master in Engineering - Electrical Engineering

Director:

Ph.D. Armando Jaime Ustariz Farfán, UN

Research Areas in Electro Magnetic Compatibility EMC

Research Group in Quality of Energy and Power Electronics "GICEP"

Universidad Nacional de Colombia

Faculty of Engineering and Architecture

Department of Electrical, Electronic and Computer Engineering

Manizales, Colombia

2015

III

A Dios, por ser mi guía y soporte en todo momento,

A mi madre Luz Elena, ejemplo de perseverancia e infinito amor,

A mis hermanos, Carlos, juan y Mauricio por su apoyo siempre en todo sentido,

A mi hija Lucia y mi esposa Luisa, un nuevo aliento en mi vida.,

A Santiago Arias Guzmán y Bianey Bravo Valencia, por compartir y discutir temas de común

interés.

IV

AGRADECIMIENTOS

Por su apoyo, a mis compañeros de trabajo, el equipo de Ingeniería, en especial al

Ingeniero Guillermo Antonio Reyes quien por su liderazgo y motivación constante me

permitieron en gran medida alcanzar mí meta, gracias a todos por su valioso apoyo.

Al Doctor Eduardo Antonio Cano Plata, por su motivación para iniciar mis estudios de

maestría de Ingeniería Eléctrica en la modalidad de profundización, a mi asesor de trabajo

de grado el Doctor Armando Jaime Ustariz Farfan por su disposición y paciencia a lo largo

de mis estudios de posgrado, a Santiago Arias Guzmán, compañero de estudio por su

invaluable colaboración y apoyo; un aliado estratégico desde la academia.

También a la empresa Central Hidroeléctrica de Caldas por su oportunidad y apoyo a lo

largo de este ciclo académico.

A.F. Salazar Jiménez, 2015

V

RESUMEN

A CALIDAD del servicio de energía eléctrica manifestada en la calidad de la forma

de onda, se ve afectada entre otros fenómenos, por las perturbaciones ocasionadas

durante la operación de las cargas de los usuarios y de los activos que hacen parte de

operadores de del sistema en los diferentes niveles del SIN; otras perturbaciones

electromagnéticas puede tener origen en fenómenos atmosféricos, la acción de terceros

y otros eventos de naturaleza fortuita que de manera directa o no afectan la calidad de la

forma de onda ideal.

La misma dinámica del sistema y la aleatoriedad de los diferentes fenómenos

electromagnéticos conlleva una responsabilidad no solo en los operadores del sistema,

sino también en los usuarios conectados a él, consistente en garantizar la compatibilidad

de sus instalaciones frente a la inevitable ocurrencia de dichos fenómenos; es así como

siendo conscientes de la realidad actual y la problemática existente, debemos antes que

nada establecer los parámetros que permitan evaluar las condiciones en cualquier punto

del sistema, frente a la susceptibilidad a fenómenos electromagnéticos como los

hundimientos de tensión.

Es así como a través de la investigación y el desarrollo de estándares por parte de

organismos como la IEEE “Institute of Electrical and Electronics Engineers”, se logran obtener

herramientas que permiten evaluar dichos parámetros, más aun al no contar en la

actualidad dentro de la reglamentación vigente de indicadores para dichos parámetros.

Es por ello que en el presente trabajo, se plantea una metodología que permitirá a

cualquier actor del sistema en especial a los operadores de red, evaluar los hundimientos

de tensión en cualquier punto del sistema, soportados de un estándar vigente como la

IEEE Std 1564-2014 “Guide for voltage sag indices”.

Palabras clave: Calidad de la potencia, hundimientos de tensión, índices de severidad.

L

VI

ABSTRACT

HE QUALITY service of electricity manifested in quality of the waveform, is not

only affected by the disturbance during the operation loads of users and assets that

are part of system operators in different SIN levels; it is also affected by electromagnetic

transient phenomena which cause the operation of equipment connected to the system,

these phenomena may be caused by atmospheric events, the action of third parties and

other events haphazard nature directly or indirectly on network.

The same normal dynamics of the system and the randomness of the various

electromagnetic phenomena carries a responsibility not only for system operators but

also users connected to it, to ensure the compatibility of its activities against the inevitable

occurrence of such phenomena; being aware of the current situation and existing

problems, first of all we must establish the parameters to evaluate the conditions at any

point in the system, against the susceptibility to electromagnetic phenomena such as

subsidence of tension.

Thus, through the research and development of standards by associations such as the

IEEE “Institute of Electrical and Electronics Engineers”, we are able to obtain tools to

evaluate these parameters, mainly because in present we doesn’t have regulations of

indicators for these parameters.

That is why in this paper, arises a methodology that will allow any performer in the

system especially the network operators, evaluate subsidence of tension at any point in

the system, supported by an existing standard like the IEEE Std 1564- 2014 “Guide for

voltage sag indices”.

Keywords: Power Quality; Voltage Sags; Voltage Sag Severity; Voltage Sag Duration;

Retained Voltage

T

VII

CONTENIDO

CONTENIDO ........................................................................................................... VII

LISTA DE FIGURAS .................................................................................................. X

LISTA DE TABLAS ................................................................................................. XII

CAPÍTULO 1 ................................................................................................................. 1

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 2

1.1. Planteamiento del problema ............................................................................ 5

1.2. Objetivos del presente trabajo ......................................................................... 6

1.2.1. Objetivo general ..................................................................................................... 6

1.2.2. Objetivos específicos ............................................................................................. 7

1.3. Equipos y bases de datos ................................................................................. 7

1.3.1. Bases de datos ......................................................................................................... 7

1.3.2. Equipos analizadores de red ................................................................................. 7

1.4. Estructura del documento ................................................................................ 8

CAPÍTULO 2 ............................................................................................................... 11

2. CONCEPTOS Y DEFINICIONES ................................................................ 12

2.1. Valores de referencia ...................................................................................... 12

2.1.1. Umbrales de referencia en régimen estacionario ............................................. 12

2.1.2. Tensión nominal del sistema .............................................................................. 13

2.1.3. Tensión de referencia deslizante ........................................................................ 13

2.1.4. Tensión acordada con el usuario ........................................................................ 14

2.1.5. Valor eficaz de la tensión .................................................................................... 14

2.2. Características de los hundimientos de tensión ........................................... 15

2.2.1. Hundimiento de tensión ...................................................................................... 15

2.2.2. Magnitud del hundimiento .................................................................................. 16

2.3. Curvas de inmunidad aplicada a las variaciones de tensión ....................... 17

VIII

2.4. Aspectos generales aplicables en Colombia ................................................. 21

2.4.1. Punto de medición ............................................................................................... 21

2.4.2. Punto de conexión ............................................................................................... 21

2.4.3. Activos de conexión ............................................................................................ 22

CAPÍTULO 3 ................................................................................................................23

3. GUÍA METODOLÓGICA PROPUESTA ....................................................24

3.1. Metodología implementada ............................................................................ 24

3.2. Etapa 1 - procedimiento de identificación de problemas. ......................... 26

3.2.1. Fase 1: requerimiento para la realización de mediciones ................................ 26

3.2.2. Fase 2: visita técnica al sitio ................................................................................ 29

3.2.3. Fase 3: instalación de equipo de medida ........................................................... 30

3.3. Etapa 2 - procedimiento de aplicación IEEE Std1564-2014 .................... 32

3.3.1. Fase 4: obtención de registros de forma de onda ............................................ 33

3.3.2. Fase 5: extracción de parámetros de hundimiento .......................................... 34

3.3.3. Fase 6: cálculo de severidad de cada hundimiento .......................................... 35

3.3.4. Fase 7: cálculo de severidad del punto de medida ........................................... 37

3.4. Etapa 3 - análisis de resultados y conclusiones ........................................... 38

CAPÍTULO 4 ................................................................................................................39

4. APLICACIÓN EN CASOS PRÁCTICOS .....................................................40

4.1. Escenario #1 – mediciones en un usuario comercial ................................. 40

4.2. Escenario #2 – mediciones en una subestación del OR ............................ 46

4.3. Escenario #3 – mediciones en usuarios industriales .................................. 55

CAPÍTULO 5 ................................................................................................................62

5. CONCLUSIONES, APORTES Y FUTUROS DESARROLLOS ..............63

5.1. Conclusiones generales ................................................................................... 63

5.2. Aportes ............................................................................................................. 64

5.3. Futuros desarrollos.......................................................................................... 65

5.4. Discusión académica ....................................................................................... 65

IX

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 67

X

LISTA DE FIGURAS Pág.

Figura 1: Arquitectura SGCPE CHEC ..................................................................................... 5

Figura 2: Clasificación de los eventos de tensión según IEEE Std 1159-2009 ............... 15

Figura 3: Clasificación de los hundimientos de tensión según IEEE Std 1159-2009 .... 16

Figura 4: Descripción de un hundimiento de tensión ......................................................... 16

Figura 5: Curva de susceptibilidad CBEMA [1][37] ............................................................. 18

Figura 6: Comparación de curvas de inmunidad de equipos típicos ................................. 18

Figura 7: Curva CBEMA aplicada al usuario en el PCC ..................................................... 19

Figura 8: Curva ITIC aplicada al usuario en el PCC ............................................................ 20

Figura 9: Curva SEMI-F47 aplicada al usuario en el PCC .................................................. 20

Figura 10: Punto de medición diferente al PCC ................................................................... 21

Figura 11: Flujograma para el análisis de hundimientos de tensión .................................. 25

Figura 12: Registro del hundimiento de tensión (formas de onda) ................................... 33

Figura 13: Registro del hundimiento de tensión (valores eficaces) ................................... 34

Figura 14: Curva de referencia SEMI--F47 ........................................................................... 36

Figura 15: Vista topológica del circuito en el escenario #1 ................................................ 41

Figura 16: Datos de la subestación del usuario en el escenario #1 ................................... 42

Figura 17: Punto de medida del usuario en el escenario #1 ............................................... 43

Figura 18: Curva SEMI-F47 para el usuario en el escenario #1 ........................................ 45

Figura 19: Diagrama unifilar del circuito en el escenario #2 .............................................. 47

Figura 20: Subestación de media tensión y baja tensión en el escenario #2 .................... 48

Figura 21: Transformador 630 kVA del usuario en el escenario #2 ................................. 49

Figura 22: Punto de medida del usuario en el escenario #2 ............................................... 50

XI

Figura 23: Monitoreo en la subestación del OR en el escenario #2 .................................. 50

Figura 24: Curva SEMI-F47 para el usuario en el escenario #2......................................... 53

Figura 25: Curva SEMI-F47 para la subestación (año 2012) en el escenario #2 ............. 53



Figura 28: Diagrama unifilar del circuito en el escenario #3 .............................................. 56

Figura 29: Severidad promedio en el PCC vs. subestación para el escenario #3 ............ 61

XII

LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1: Límites máximos y mínimos de tensiones en estado estacionario ..................... 13

Tabla 2: Periodo de monitoreo necesario para obtener la precisión dada ....................... 31

Tabla 3: tensiones normalizadas dentro del sistema de distribución de CHEC ............. 31

Tabla 4: Parametros de hundimiento tomados a partir del evento ................................... 35

Tabla 5: Datos para calcular la severidad usando la curva SEMI--F47 ............................ 36

Tabla 6: Información del sistema eléctrico en el escenario #1 .......................................... 40

Tabla 7: Información del sistema eléctrico del usuario en el escenario #1...................... 41

Tabla 8: Información de cargas del usuario en el escenario #1 ......................................... 42

Tabla 9: Periodo de registro en el escenario #1 ................................................................... 43

Tabla 10: Valores de severidad individual para el escenario #1 ......................................... 44

Tabla 11: Valores de severidad en el punto de medida del escenario #1 ......................... 45

Tabla 12: Información del sistema eléctrico en el escenario #2 ........................................ 46

Tabla 13 Información del sistema eléctrico del usuario en el escenario # 2 ................... 48

Tabla 14: Información de cargas del usuario en el escenario #2 ....................................... 49

Tabla 15: Periodo de registro en el escenario #2 ................................................................. 49

Tabla 16: Valores de severidad individual para el usuario en el escenario #2 ................. 51

Tabla 17: Calculo de severidad en el punto de medida del usuario en el escenario #2 . 52

Tabla 18: Calculo de severidad en la barra de la subestación en el escenario #2 ........... 52

Tabla 19: Información técnica del usuarios en el escenario #3 ......................................... 57

Tabla 20: Valores de severidad del usuario en el escenario #3 .......................................... 58

Tabla 21: Calculo de severidad de los usuarios en el escenario #3 ................................... 59

XIII

Tabla 22: Calculo de severidad en la barra de la subestación en el escenario #3 ............ 60

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

A a

Este capítulo presenta en principio las generalidades del documento a través de la introducción,

realiza un planteamiento del problema del cual surge la necesidad de emprender el presente trabajo,

haciendo énfasis en los hundimientos de tensión, como una de las perturbaciones que más afectan la

calidad de la forma de onda de los usuarios y que son trasladas finalmente a los operadores de red

mediante diferentes modalidades de solicitud. También se definen los objetivos generales y específicos,

además de la estructura del documento.

2

1. INTRODUCCIÓN

A CALIDAD del servicio de energía eléctrica en Colombia ha venido adquiriendo

cada vez mayor relevancia para los diferentes usuarios del sistema eléctrico, y aún

más, para aquellos actores que participan en el mercado y buscan una remuneración de

su actividad a través de la prestación del servicio; o en el otro extremo, mediante el uso

de este recurso para elaboración o transformación de un producto en un bien o para la

prestación de otro servicio; del primer lado se encuentran los agentes generadores,

transmisores y distribuidores, quienes intervienen de manera directa en la calidad del

servicio, mediante la operación y mantenimiento de sus activos eléctricos, plantas de

generación, transformadores, líneas de transmisión, bancos de compensación y

reactores, transferencias y conexión de cargas, entre otros; otro componente importante

que incide en la calidad del servicio se encuentra relacionado con los factores exógenos,

representados en el entorno por la vegetación, la fauna, la dinámica urbanística,

fenómenos naturales y la acción misma del hombre; que por su interacción con cada uno

de los factores puede ocasionar sobre el sistema eléctrico, condiciones transitorias no

deseadas, provocando el accionamiento o reacción de las protecciones asociadas a la red

y por ende el deterioro en la calidad del servicio.

Se pueden identificar tres categorías en el tema de la calidad del servicio [1]: el primero

de ellos es la calidad en la prestación del servicio (reflejada en la continuidad), el segundo

es la calidad de la potencia (calidad del producto) y tercero calidad de atención comercial.

Lo anterior permite acotar e identificar el tema bajo estudio, el cual estará enmarcado en

la calidad de la potencia, específicamente en los hundimientos de tensión.

Desde ese punto de vista, la proliferación actual de la electrónica en los hogares a

través de los electrodomésticos y computadoras; en el sector comercial y oficial con los

sistemas de cómputo y sistemas de alumbrado con balastas electrónicas; en la industria a

través de PC’S y PLC’S, CNC, ASD (Adjustable Speed Driver) no solo pueden considerarse

L

3 Guía metodológica para el análisis de hundimientos de tensión en el sistema de distribución de la CHEC

como generadores de perturbaciones a la red manifestados en el deterioro de la forma de

onda, sino que también pueden verse afectados en su normal operación por las

perturbaciones ocurridas en la red eléctricas, como son: interrupciones, hundimientos y

elevaciones de la tensión, transitorios, variaciones en la frecuencia y armónicos,

impactando negativamente la operación de estos equipos y por ende ocasionando una

percepción negativa de los usuarios frente a la calidad del servicio prestada.

Dado lo anterior, conceptos como la compatibilidad electromagnética CEM1 toman

fuerza dentro de los temas relacionados con la calidad de la potencia, obligando a contar

con estándares de fabricación de equipos con una robustez mínima que permitan en gran

medida inmunidad a las condiciones del servicio actual.

No ajeno a esta dinámica de desarrollo y transformación tecnológica, el estado

Colombiano, a través de la Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG)2, promueve

la interacción de los diferentes agentes del mercado energético dentro de un marco

regulatorio; exhortando, a partir de la resolución CREG 025 de 1995, el uso de conceptos

y referentes normativos internacionales (IEEE Std 519-1992; IEC 555-3) para evaluar la

calidad de la potencia a todos los actores del Sistema de Interconectado Nacional (SIN);

teniendo en cuenta que para ese entonces, que en materia de calidad de la potencia, no

existían normas técnicas nacionales de referencia. En 1998, la Comisión Reguladora de

Energía y Gas promulgó una nueva resolución (CREG), donde define los principios de

eficiencia, calidad y neutralidad en la prestación del servicio de energía eléctrica, con el

fin de mejorar los estándares de calidad del servicio, entre ellos, los asociados a la calidad

de la potencia.

En 2005 y 2007, mediante las resoluciones CREG 024/2005 y CREG 016 /2007

respectivamente, se empieza a fortalecer la regulación en materia de calidad de la

1 “Compatibilidad electromagnética CEM: según la NTC-IEC 61000-1-1, la CEM se define como la capacidad de los

dispositivos, equipos o sistemas para funcionar satisfactoriamente en su ambiente electromagnético sin introducir perturbaciones

electromagnéticas intolerables a lo que se encuentre en ese ambiente.”

2 La Comisión Reguladora de Energía y Gas - CREG fue creada a partir de las leyes 142 y 143 de 1994.

Capítulo 1.Introducción 4

potencia, estableciendo tiempos y obligatoriedad en la medición y reporte de indicadores

registrados en cada barra de subestación por parte de los operadores de red (OR) del

sistema, para tal fin, la CHEC implementó el sistema de monitoreo y registro de calidad

de la potencia (SMRCP).

Las señales del ente regulador frente a variables de calidad, como los hundimientos,

las elevaciones y las fluctuaciones de la tensión no han sido claras frente a la participación

de los usuarios en las perturbaciones de la red, esto se ve reflejado en el hecho de no estar

limitadas en porcentaje o cantidad de emisiones3; además, las acciones por parte de los

OR, frente a la información registrada, se limita únicamente a los reportes semanales y el

soporte para la atención de algunas reclamaciones. Son pocas las compañías

electrificadoras que han realizado un aprovechamiento efectivo de la información

asociada a la calidad de la potencia, limitándose exclusivamente al mandato del regulador.

El desarrollo de metodologías de análisis a través de estándares internacionales como

la IEC 61000-2-8 de 2002, IEEE 1564 de 2014 y herramientas computacionales para el

procesamiento de información de hundimientos de tensión, como las curvas iso-SAGs y

los Sistemas de Información Geográfica (SIG) permiten aprovechar la información

capturada por los equipos analizadores de redes. Un ejemplo de estas aplicaciones lo

presenta la firma Mejía Villegas S.A. en el documento “Caracterización de la calidad de

la potencia para un sistema de transmisión interconectado”. En dicho trabajo se

desarrolló una metodología para evaluar los hundimientos de tensión con base en

simulaciones de fallas, análisis del sistema de protecciones y análisis de las bases de datos

de frecuencia de ocurrencia de eventos [4].

Otro trabajo de investigación es el realizado por el grupo de investigación PAAS-UN

de la Universidad Nacional Sede Bogotá en el 2011, el proyecto de investigación en

calidad de potencia financiados por COLCIENCIAS y CODENSA E.S.P, busco la

realización y diseño de una metodología para el análisis de “sags” de tensión en redes de

distribución, con el fin de obtener mapas de hundimientos en tensión para las barras de

3 Proyecto de resolución CREG 065 de 2012


220kV y 115kV de la ciudad de Bogotá [5]

De igual forma algunos desarrolladores de software y equipos especializados para la

medición de parámetros eléctricos y eventos asociados a la calidad de la potencia, han

consolidado información valiosa relacionada con la firma o “signatures” de los diferentes

fenómenos electromagnéticos, aclarando por supuesto que esta información se encuentra

sujeta a las particularidades de cada caso de estudio [6], sin embargo este material es de

utilidad como registro y relacionamiento de las diferentes formas de onda asociadas a las

diferentes fuentes y causas.

1.1. Planteamiento del problema

A través de la combinación adecuada de herramientas, como transductores,

procesadores de señal (osciloscopios, analizadores de red) y plataformas computacionales

para el procesamiento de datos, es posible la captura y procesamiento de perturbaciones

electromagnéticas con un alto grado de resolución, en su gran mayoría estas

perturbaciones son identificables, medibles, caracterizables, cuantificables y, por ende,

procesables estadísticamente.

Figura 1: Arquitectura SGCPE CHEC

La Central Hidroeléctrica de Caldas (CHEC) posee en la actualidad la capacidad de

procesamiento y registro de información mediante equipos de calidad de la potencia, que

cumplen las especificaciones requeridas en el estándar internacional IEC 61000-4-30 en


lo referente a equipos clase A4, ver Figura 1.

Esto permite el registro y reconstrucción de los diferentes fenómenos

electromagnéticos facilitando en particular el análisis de los hundimientos de tensión,

identificados como una de las perturbaciones que más impactan a los sistemas de

distribución y por ende a los usuarios, en especial a los usuarios industriales a quienes las

paradas intempestivas de sus procesos, representa cuantiosas pérdidas; estudios

realizados por el EPRI en el 2001 [9] acerca de los fenómenos típicos el 46 % de los

disturbios y los resultados obtenidos dentro del estudio de caracterización de la calidad

de la potencia eléctrica realizado a los usuarios industriales del circuito ENE30L16 del

SDL de la CHEC en el año 2012 [10].

El trabajo de grado propone la formulación de una guía metodológica que sirva para

el análisis de los hundimientos de tensión que se registran en el sistema de distribución

de la CHEC, como variable de mayor sensibilidad para los operadores de red y los

usuarios, soportados a través de la normatividad vigente (IEEE 1564 de 2014) y los

indicadores que para tal fin se definan.

1.2. Objetivos del presente trabajo

1.2.1. Objetivo general

Proponer una guía metodológica que permita a los operadores de red, evaluar la

severidad de los hundimientos de tensión que afectan la normal operación de los usuarios

usando como referente normativo estándares internacionales vigentes (IEEE 1564 de

2014) aplicados a los registros de las mediciones realizadas en el punto de medida de los

usuarios o cualquier subestación del sistema.

4 IEC 61000-4-30 CEM: Técnicas de ensayo y de medida. Métodos de medida de la calidad de potencia”


1.2.2. Objetivos específicos

1. Plantear los conceptos y definiciones necesarios para el desarrollo de la

metodología, a partir de los referentes normativos y regulatorios que aplican en

Colombia

2. Proponer una guía metodológica para el análisis de hundimientos de tensión, a

partir la experiencia, normatividad y regulación vigente, considerando para ello el

estándar IEEE Std 1564 de 2014.

3. Validar a través de mediciones prácticas la metodología propuesta, bajo diferentes

escenarios que permitan verificar la aplicabilidad de la metodología propuesta.

1.3. Equipos y bases de datos

1.3.1. Bases de datos

Para el desarrollo de la presente propuesta metodológica, fue necesario entre otras, el

uso información histórica de registros de parámetros de calidad de la potencia

almacenados en la base de datos del operador de red CHEC.

Otros registros utilizados dentro del presente documento, fueron obtenidos a partir

de las mediciones realizadas en campo a través de los equipos analizadores de red

portátiles clase A[8]; dicha información fue procesada posteriormente con la herramienta

Manager de PQView.

1.3.2. Equipos analizadores de red

Los equipos utilizados para el registro de las variables de interés, son de propiedad de

operador de red CHEC y hacen parte del sistema de gestión de la calidad de la potencia

y sus características técnicas, corresponden a las establecidas en la normatividad

vigente[8]. Dentro de los equipos utilizados se pueden identificar dos tipos:

Equipos fijos: estos se encuentran localizados en las subestaciones del sistema CHEC

y se encuentran integrados al SGCPE a través de la red de comunicaciones e

infraestructura tecnológica como se indica en la Figura 1: Arquitectura SGCPE CHEC.


Las características técnicas básicas de los equipos analizadores de calidad de energía

utilizados, son:

- Permiten las mediciones aplicables a equipos clase A (conforme a IEC 61000-4-30),

- Cuenta con ocho (8) canales, cuatro (4) de corriente y cuatro (4) de tensión,

configurables según el tipo de medición (monofásica, trifásica en estrella o en delta,

método de los dos vatímetros, dos elementos y medio

- Registro de componentes de armónicas hasta de orden 63 sobre la fundamental

(3000 Hz),

- Rata de muestreo de 512 muestras/ciclo.

- Permite el registro de parámetros eléctricos tales como tensiones de línea, tensiones

de fase, corrientes, factor de potencia y energías entre otros.

- Configuración de tensión de referencia (Usr o Un)

Equipos portátiles: sus características constructivas, facilitan su manejo en campo al

contar con una interface táctil la cual permite la parametrización en campo; si bien cuenta

con menores especificaciones con respecto a los equipos fijos, en general su

funcionalidad es similar, difiriendo principalmente en:

- Rata de muestreo de 256 muestras/ciclo.

- Configuración de tensión de referencia Un

Al igual que los equipos fijos, estos permiten las mediciones aplicables a equipos clase A

(conforme a IEC 61000-4-30).

1.4. Estructura del documento

Con el fin de establecer un hilo conductor que permita el desarrollo sistemático de la

guía metodológica se plantean en este trabajo de grado los siguientes capítulos, los cuales

permitirán comprender la metodología propuesta; para ello se plante la siguiente

estructura.

Capítulo 1, presenta en principio las generalidades del documento a través de la

introducción, realiza un planteamiento del problema del cual surge la necesidad de

emprender el presente trabajo, haciendo énfasis en los hundimientos de tensión, como


una de las perturbaciones que más afecta la calidad de la forma de onda de los usuarios

Se definen los objetivos generales y específicos que se buscan cubrir a lo largo del

documento.

Capítulo 2, A partir de una revisión bibliográfica, introduce en la terminología,

normatividad y regulación aplicada a lo largo de la metodología propuesta para el análisis

de los hundimientos de tensión.

Capítulo 3, En este capítulo se plantea la metodología propuesta, se desarrolla por

etapas y estas a su vez por fases, se documenta e integra adicionalmente en este capítulo

la experiencia relacionada con la atención de solicitudes y que involucran la instalación y

medición de variables de calidad de la potencia, así como también, información de

referentes normativos vigentes y en especial se integra la metodología propuesta por el

estándar IEEE Std 1564 de 2014 para el cálculo de severidad de los hundimientos de

tensión.

Capítulo 4, Se aplica la metodología propuesta en el capítulo 3, para ello se plantean

tres escenarios, los cuales involucran casos prácticos que reflejan la necesidad de

cuantificar las condiciones del punto de medida frente a la aparición de perturbaciones,

centrando su atención en la valoración de la severidad debida a los hundimientos de

tensión.

Capítulo 5: Se presentan las conclusiones generales a la metodología propuesta, se

realizan las recomendaciones para trabajos futuros, se relacionan los trabajos adicionales

que aportaron al logro del presente documente y que fueron de trascendencia a nivel de

congresos y revistas.

11

CAPÍTULO 2

CONCEPTOS Y DEFINICIONES

A a

En este capítulo se introduce en la terminología, normatividad y regulación aplicada a lo largo de la

metodología propuesta para el análisis de los hundimientos de tensión. Adicionalmente, a partir de

la revisión bibliográfica, se realiza una síntesis de los conceptos y definiciones que serán de uso

frecuente a lo largo del presente documento.

12

2. CONCEPTOS Y DEFINICIONES

ASADOS en la revisión bibliográfica normativa, regulatoria y documentación de

estudios relacionada con la realización de mediciones de parámetros de calidad de

la potencia, se plantean los siguientes conceptos y definiciones, que serán de uso

frecuente a lo largo del presente documento.

2.1. Valores de referencia

2.1.1. Umbrales de referencia en régimen estacionario

Para establecer los límites de tensión tolerables de operación de los sistemas

eléctricos, existen en la actualidad referentes normativos nacionales como la NTC 1340

de 2004 y la NTC 5001 de 2008; así mismo, se encuentran vigentes normas

internacionales como la IEC 60038 de 2009, IEEE 1159, EN 50160 las cuales

recomiendan umbrales de operación, según el nivel de tensión en el punto de conexión

o medida al que debe suministrarse el servicio, garantizando así, condiciones de calidad

en régimen estacionario para este parámetro; estos referentes pueden adquirir una

naturaleza mandatorial a través de las leyes, reglamentos y resoluciones emitidas por cada

estado, es así como en Colombia, la comisión reguladora de energía y gas CREG o el

Ministerio de Minas y Energía a través del Reglamento de instalaciones Eléctricas RETIE

de 2013, son de carácter obligatorio y su incumplimiento puede trascender a regímenes

sancionatorios más estrictos.

La tensión máxima de un sistema, se encuentra definida como el valor eficaz máximo

de tensión que ocurre bajo condiciones de operación normal, así mismo la tensión

mínima de un sistema es el valor eficaz mínimo de tensión que ocurre bajo condiciones

de operación normal.[12]

B


Bajo estos dos referentes, el normativo y el regulatorio se pueden diferenciar los

siguientes límites:

Tabla 1: Límites máximos y mínimos de tensiones en estado estacionario

NORMATIVIDAD TENSIÓN MÁXIMA

[PU] TENSIÓN MÍNIMA

[PU]

NTC 1340 1,055 0,9

NTC 5001 1,10 0,90

ANSI C84.16 1,05-1,058 0,95-91,7

IEC 60038 1,10 0,90

IEEE 1159 1,10 0,90

EN 50160 1,10 0,90

CREG 024-20057 1,10 0,9

2.1.2. Tensión nominal del sistema

Se refiere a la tensión eficaz a la cual se designa o identifica el sistema, instalación o

equipo eléctrico [8][15], descrita como Un.

2.1.3. Tensión de referencia deslizante

Es el valor de tensión promediado en un intervalo de tiempo específico, esta tensión

precede a la ocurrencia del evento (hundimientos, elevaciones y cambios rápidos de la

tensión) [8], descrita como Usr. Esta referencia se utiliza en sistemas de alta tensión y en

ningún caso es recomendada en sistemas de baja tensión.[5]

De acuerdo al estándar IEC 61000-4-30, el cálculo de la tensión deslizante debe

realizarse utilizando un filtro de primer orden, con una constante de tiempo de 1 min, el

cual está dado por la siguiente ecuación:

1 10/12

0.9967 0.0033 sr n sr n rms

U U U

(1)

5 Corresponde a límites establecidos para los niveles 1, 2 y 3 de tensión comprendidos entre 100 V y 69 kV a 60Hz.

6 El estándar ANSI C84, 1 de 2011, considera 2 rangos, el Rango A se refiere a los rangos óptimos de tensión (0,95-1,05) y el rango

B a los limites superiores aceptables pero no óptimos (91,7- 1,058), este último corresponde a un límite extendido.

7 Para niveles superiores a 500 kV, la tensión nominal no podrán ser superiores al 105%, durante un periodo superior a un minuto.

Capítulo 2. Conceptos y Definiciones 14

Usr(n)= Es el valor actual de la tensión de referencia deslizante

Usr(n-1)=Es el valor precedente de la tensión de referencia deslizante

U(10/12)rms= Es el valor eficaz de los 10/12 ciclos más recientes.

2.1.4. Tensión acordada con el usuario

En otros casos especiales la tensión de referencia puede ser pactada entre el operador

de red y el usuario. Dentro de la regulación vigente, a través de contratos de calidad extra,

se considera la posibilidad de que los usuarios realicen un mayor pago por el servicio de

distribución, en contraprestación de recibir mejores condiciones de calidad del servicio

con respecto a las establecidas por resolución, esto, en cuanto al número y cantidad de

las interrupciones[38]; en este sentido su alcance no proporciona las herramientas que

consideren condiciones adicionales para parámetros de calidad de la potencia, como son

los hundimientos de tensión, entre otras variables.

Sin embargo, en materia de calidad de la potencia, regulatoriamente y de manera

prospectiva se podrían establecer “contratos de calidad de la potencia”; en este sentido el

regulador promueve a través del proyecto de resolución CREG 065 de 2012[39], que los

usuario del sistema a través de este mecanismo, puedan acordar niveles de calidad de la

potencia superior a los establecidos en el proyecto de resolución, el cual recoge los ya

definidos en las resoluciones vigentes[22].

2.1.5. Valor eficaz de la tensión

Corresponde al cálculo a partir de los valores instantáneos de la magnitud de la

tensión, aplicando la raíz cuadrada a la media aritmética de los cuadrados de estos valores,

tomados en un intervalo de tiempo y un ancho de banda especificado.

Para obtener el valor eficaz de tensión bajo condiciones aceptables tanto normativo

como regulatorio vigente, la medición se debe realizar a través de la metodología de

monitoreo de acuerdo con el estándar IEC 61000-4-30, en periodos de agregación de 10

min.[8]

Para calcular el valor eficaz de la tensión, la ventana debe tener una duración de un

ciclo y debe ser actualizada cada medio ciclo, de acuerdo al estándar IEC 61000-4-30 de

2008.


2

1 21

1 k

irmsi k N

V k VN

(2)

Donde:

N Es el número de muestras por ciclo.

Vi Es la magnitud de la tensión muestreada.

k es 1, 2, 3, etc.

Este cálculo se aplica a cada canal de medida.

2.2. Características de los hundimientos de tensión

2.2.1. Hundimiento de tensión

Los hundimientos de tensión se identifican como una caída de tensión eficaz, que se

encuentra por debajo del 90% y por encima del 10% de la tensión de referencia (Udin, Usr)

y cuya duración está entre medio ciclo y 1 min, como se encuentra definido en el estándar

IEEE Std 1159-2009 [18], ver Figura 2.

Figura 2: Clasificación de los eventos de tensión según IEEE Std 1159-2009

Así mismo, los hundimientos de tensión según su duración se pueden clasificar como

instantáneos, momentáneos y temporales, tal como se muestra en la Figura 3.

Elevaciones de tensión Sobre Voltajes

Hundimientos de tensión

0,5 Ciclos 3 segundos 1 minuto

110%

90%

10%

Mag

nit

ud

del

eve

nto

Duración del evento

Interrupciones

MomentaneosInterrupciones Temporales

No

tch

in -

Tra

nsi

tori

os

Tran

sito

rio

s

Sub Voltajes

Interrupciones de

larga Duración


Figura 3: Clasificación de los hundimientos de tensión según IEEE Std 1159-2009

2.2.2. Magnitud del hundimiento

Los hundimientos de tensión pueden expresarse como la diferencia en porcentaje

entre la referencia y el mínimo valor de tensión del evento, también puede expresarse en

función del valor residual de tensión y por la duración del evento. Muchas veces con el

fin de interpretar correctamente los indicadores de hundimientos en algunos análisis, se

prefiere utilizar la profundidad en vez de la magnitud.

Figura 4: Descripción de un hundimiento de tensión

Elevaciones de tensión Sobre Voltajes

0,5 Ciclos 30 Ciclos 3 segundos 1 minuto

Duración del evento

Inst

anta

ne

os

Mo

me

nta

ne

os

Tem

po

rale

sMag

nit

ud

del

eve

nto

Tran

sito

rio

s

110%

90%

Sub Voltajes

10%


La profundidad del hundimiento es calculada como el valor de la referencia en voltios

o en PU, menos la tensión residual (ver Figura 4). Otros parámetros que caracterizan a

los hundimientos de tensión se encuentran relacionados con el cambio de fase.

2.3. Curvas de inmunidad aplicada a las variaciones de tensión

Las curvas de inmunidad permiten establecer el desempeño de los equipos frente a

las diferentes variaciones de la red (interrupciones, hundimientos y elevaciones de la

tensión), estas curvas deben ser provistas por los fabricantes de equipos y busca

garantizar el buen funcionamiento o desempeño de sus equipos a partir de los valores

nominales de operación de los mismos, frente a la red de suministro a la cual se

conectaran.

Si deseamos establecer el impacto de un disturbio sobre la adecuada operación,

desempeño o en el peor de los casos la integridad de los equipos, bastara con sobreponer

las características del disturbio (magnitud residual vs duración) sobre la curva de

inmunidad característica del dispositivo. Tolos los disturbios que se encuentren dentro

de la envolvente dada por la curva de inmunidad del equipo o dispositivo garantizaría la

operación normal de los equipos (hardware), y el resultado que de la operación que de

este se derive reflejado en la calidad del producto (producto en proceso y terminado para

el caso de la industria manufacturera) e integridad de la información (para el caso de

sistemas de cómputo dedicados al almacenamiento)[1][37].

Cuando aplicamos las curvas de inmunidad, queremos identificar la aceptabilidad de

la potencia de suministro frente a las diferentes perturbaciones, identificando las zonas

de operación normal o aquellas que se encuentran por fuera de ellas.

Como se muestra en la Figura 5, las perturbaciones que se encuentren dentro de la

envolvente (Acceptable power) se encuentran dentro de las condiciones de operación

soportables por los equipo de tecnología de información (ETI); aquellas que se

encuentren en la zona superior (Overvoltage Conditions) serán susceptibles de sufrir daños,

debidas al debilitamiento del aislamiento de sus partes; aquellas que se encuentren por

debajo de la curva, sobre la zona inferior (Undervoltage conditions), serán susceptibles de

generar pérdidas de información o reflejar interrupciones en la operación de los equipos.


Figura 5: Curva de susceptibilidad CBEMA [1][37]

La respuesta a una perturbación en particular, depende de la sensibilidad de cada tipo

de equipo, es por ello que no podemos hablar de una única curva de inmunidad.

Figura 6: Comparación de curvas de inmunidad de equipos típicos

En la Figura 6 se relacionan algunas de las curvas de inmunidad típicas, las cuales se

deben aplicar según el tipo de equipos [16]:

curva ITI aplicable a equipos de cómputo,

la curva SEMI aplicable a semiconductores,

curvas de lámparas de sodio de alta presión,


variadores de velocidad y

controlador lógico programable – PLC,

La curva CBEMA resulta del desarrollo por parte de la “Computer Business Equipment

Manufacturers Association” para identificar las zonas de operación soportables por los

equipos de cómputo ante variaciones de la tensión, posteriormente la “Information

Technology Industry Council”, desarrolla a partir de la curva CBEMA, la curva ITI, la cual

amplia el espectro de soportabilidad para los equipos relacionados con tecnologías de la

información.

La Asociación Internacional de la Industria de semiconductores (SEMI), desarrollo

los documentos SEMI-F42 y SEMI-F47, los cuales especifican la soportabilidad a

variaciones de la tensión asociadas a los hundimientos de tensión para equipos de

fabricación de Semiconductores.

La elección de una curva de inmunidad específica, involucra en algunos casos la

exclusión o la contabilización de eventos, es por ello que a la hora de seleccionar una

curva de referencia se debe tener en cuenta su aplicabilidad al tipo de equipo o tecnología

asociada. A continuación se analizan bajo diferentes curvas de inmunidad (ver Figura 7,

Figura 8 y Figura 9) y un mismo punto de medida (PCC “Punto de conexión común”), 22

eventos registrados a través de un analizador de redes clase A:

Figura 7: Curva CBEMA aplicada al usuario en el PCC

Event Count: 22

Event Count CBEMA Lower Curve: 9

Event Count CBEMA Upper Curve: 0

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

10 -3 10 -2 10 -1 10 0 10 1 10 2 10 3

RMS Variation Magnitude Duration Scatter Plot

Electrotek/EPRI PQView®

Voltage M

agnitude (

pu)

Duration (s)


Figura 8: Curva ITIC aplicada al usuario en el PCC

Figura 9: Curva SEMI-F47 aplicada al usuario en el PCC

Las curvas CBEMA e ITIC frente a los mismos evento graficados sobre la curva

SEMI-F47, muestran una mayor sensibilidad; se puede apreciar que mientras que para la

curva CBEMA e ITIC se registran 9 y 7 eventos respectivamente por debajo de la

envolvente o zona segura de operación; los mismos eventos graficados sobre la curva

SEMI-F47, solo muestra un único evento por fuera de la zona tolerable del dispositivo,

como puede observarse en la Figura 9. Las figuras de referencia fueron procesada y

extraídas del software de calidad de la potencia con que cuenta el operador de red CHEC

para la gestión de la información de calidad. PQView® Power Quality data Analyzer.

Event Count: 22

Event Count ITIC Lower Curve: 7

Event Count ITIC Upper Curve: 0

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

10 -3 10 -2 10 -1 10 0 10 1 10 2 10 3

RMS Variation Magnitude Duration Scatter PlotPCC_USUARIO


Voltage M

agnitude (

pu)

Duration (s)

Event Count: 22

Event Count SEMI F47 Curve: 1

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

10 -3 10 -2 10 -1 10 0 10 1 10 2 10 3

RMS Variation Magnitude Duration Scatter Plot


Voltage M

agnitude (

pu)

Duration (s)


En este sentido, si bien se debe trabajar con la curva de inmunidad correspondiente

para cada tecnología, la curva SEMI-F47 en este caso, es más exigente frente a las

características de soportabilidad de la carga que se analice.

2.4. Aspectos generales aplicables en Colombia

Algunos de los conceptos y términos anteriormente descritos, son de aplicación

generalizada a nivel académico y dependen de las consideraciones iniciales adoptados por

cada analista, es por ello importante considerar algunos aspectos normativos y

regulatorios que se pueden tratar en la presente guía y son de uso particular en nuestro

país en el sector eléctrico.

2.4.1. Punto de medición

Según la resolución CREG 038 de 2014[33], es el punto eléctrico en donde se mide

la transferencia de energía, el cual deberá coincidir con el punto de conexión.

En la actualidad, no siempre el punto de conexión coincide con el punto de medición;

por efectos prácticos y por requerimientos para la instalación de equipos analizadores de

red y otras medidas, se instalan los equipos donde se encuentre instalada la medida del

usuario. Ver Figura 10.

Figura 10: Punto de medición diferente al PCC

2.4.2. Punto de conexión

Según la resolución CREG 038 de 2014, el punto de conexión eléctrico corresponde

al punto donde los activos de conexión de un usuario o de un generador se conectan al


STN, a un STR o a un SDL, establecidos con el propósito de transferir energía eléctrica.

2.4.3. Activos de conexión

De acuerdo a la resolución CREG 070 de 1998[34], se refiere a aquellos activos que

se requieren para que un Generador, un Usuario u otro Transmisor, se conecte

físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, a un Sistema de Transmisión Regional,

o a un Sistema de Distribución Local

CAPÍTULO 3

GUÍA METODOLÓGICA PROPUESTA

A a

En este capítulo se presenta la metodología para la realización de análisis de hundimientos de

tensión en sistemas de distribución, estructurada y soportado en tres fuentes principalmente; a) la

experiencia adquirida durante los últimos años en la atención de solicitudes desde el proceso de

ingeniería de la CHEC; b) recomendaciones para la realización de mediciones a partir de consultas

bibliográfica en estándares internacionales y otras fuentes de producción reconocida; y por último, no

por ello menos importante c) la inclusión de la metodología sugerida y recientemente aprobada por el

IEEE, a través del estándar IEEE 1564 de 2014. Esta última nos brinda herramienta que

permiten cuantitativamente valorar las condiciones en el punto de medida ante hundimientos de

tensión.

Capítulo 3. Guía Metodológica Propuesta 24

3. GUÍA METODOLÓGICA

PROPUESTA

CONTINUACIÓN se plantea la metodología para el análisis de hundimientos de

tensión a través de tres etapas, las cuales incluyen por cada una de ellas, las fases

para el desarrollo sistémico de la metodología propuesta

3.1. Metodología implementada

Los hundimientos de tensión y las interrupciones, son las perturbaciones de mayor

impacto en los usuarios del sistema; y de mayor sensibilidad entre los usuarios

comerciales e industriales; algunos efectos producidos por los hundimientos de tensión,

son: (a) interrupción o afectación de los procesos industriales, (b) interrupción en la

prestación del servicio, (c) pérdida de materia prima, (d) tiempo muerto de operación

debido al reinicio de procesos, entre otros[24].

El desarrollo de metodologías para estimar la frecuencia y características de los

hundimientos de tensión basados en el uso de herramientas computacionales y modelos

probabilísticos [25] ha sido la base de muchas investigaciones, sin embargo el método

para evaluar el comportamiento de los hundimientos de tensión, mediante la instalación

de equipos registradores en los puntos de interés continua siendo el más acertado, ya que

este considera datos reales tomados en sitio, los cuales reflejan la sensibilidad del punto

monitoreado ante cualquier fenómeno ocurrido sobre el sistema, sin embargo el tiempo

registro requerido para la evaluación de los hundimientos es muy prolongado comparado

con los tiempos de registro para la evaluación de otros parámetros asociadas a la calidad

de la forma de onda [26].

El siguiente flujograma propone secuencialmente la metodología para el análisis de

hundimientos de tensión en cualquier punto del sistema eléctrico de CHEC, basado en

A


un método determinístico a partir del uso de equipos analizadores de red.

Figura 11: Flujograma para el análisis de hundimientos de tensión

El flujograma describe la metodología, donde se introduce el uso del estándar IEEE

Std 1564-2014, como herramienta para evaluar la severidad de los hundimientos de

tensión en el punto de medida. Cada una de las etapas propuestas se describe en los

numerales siguiente, desagregadas por fases

Requerimiento para la realización de mediciones

Visita Tecnica al Sitio

Instalación de Equipo de medida

Obtención de registros de Forma de onda

Calculo de Severidad de cadahundimiento

Ultimo Registro(Hundimiento)

Calculo de Severidad del Punto de Medida

Fin

Inicio

SI

NO

Extracción de parametros de hundimiento

Etapa 1:Procedimiento para la Identificación y determinación

Etapa 2:Procedimiento para la aplicación de IEEE Std 1564-2014 IEEE Guide for Voltage Sag Indices

Analisis de información

Etapa 3:Analisis y diagnostico en el punto de medida

Fase 1

Fase 2

Fase 3

Fase 4

Fase 5

Fase 6

Fase 7

Fase 8


3.2. Etapa 1 - procedimiento de identificación de problemas.

3.2.1. Fase 1: requerimiento para la realización de mediciones

La obtención de la información necesaria para la realización de los análisis de

severidad de los hundimientos de tensión en un punto determinado del sistema eléctrico,

pueden tener diferentes orígenes; estos determinan en gran medida, la localización del

equipo analizador de redes, así como también las características de este en lo relacionado

a su clase[8]e instrumentación asociada. Dentro de las posibles causas que originan la

realización de las mediciones, podemos resaltar:

a) Petición, queja o reclamo interpuesta por un usuario:

En este sentido, los prestadores de servicios públicos domiciliarios, dando

cumplimiento a la Ley 142 de 1994, tienen la obligación a través de su oficina de

peticiones y recursos “…de recibir, atender, tramitar y responder las peticiones o

reclamos y recursos verbales o escritos que presenten los usuarios, los suscriptores o los

suscriptores potenciales en relación con el servicio o los servicios que presta dicha

empresa…”

Estas solicitudes se encuentran enmarcadas dentro de la legislación vigente que

aplican al derecho de petición [27] contemplado dentro de la constitución política de

Colombia [28] en el Artículo 23: “Toda persona tiene derecho a presentar peticiones

respetuosas a las autoridades por motivos de interés general o particular y a obtener

pronta resolución. El legislador podrá reglamentar su ejercicio ante organizaciones

privadas para garantizar los derechos fundamentales.”

Sin embargo, los tiempos de respuesta, se encuentran sujetos a los definidos en el

código contencioso administrativo [29] Artículo 14. Términos para resolver las distintas

modalidades de peticiones: “Salvo norma legal especial y so pena de sanción disciplinaria,

toda petición deberá resolverse dentro de los quince (15) días siguientes a su recepción.”

Sin embargo, estos tiempos no son suficientes para evaluar las condiciones de calidad

o impacto de los hundimientos de tensión, debido al comportamiento aleatorio de esta

perturbación en cuanto a su ocurrencia y fuente o causas que la pueden originar, es así

pues que en ocasiones


b) Acompañamiento técnico:

Surge de la necesidad, iniciativa o acuerdo de servicio establecido para la realización

de mediciones que permitan identificar las condiciones del servicio de manera preventiva

o por fallas manifestadas por el usuario y que afectan la normal operación de sus

instalaciones, este tipo de requerimiento se refiere a aquellas que se encuentran por fuera

de las obligaciones establecidas para los usuarios regulados.

c) Autocontrol por parte del operador de red o comercializador:

Como mecanismo de seguimiento a los indicadores asociados a la calidad de la forma

de onda, los operadores de red a través de su sistema de gestión de calidad de la potencia,

debe realizar el control de los indicadores establecidos regulatoriamente o bajo referentes

normativos nacionales o internacionales en su defecto.

d) Dictamen mandatorial solicitado por los entes de control:

Para el caso Colombiano, el Ministerio de Minas y Energía a través de la Comisión

Reguladora de Energía y Gas (CREG) como unidad administrativa realiza el control,

derogación, modificación y prospectiva regulatoria para los sectores de energía y gas; así

mismo la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), ejerce

inspección, vigilancia y control las entidades y empresas prestadoras de servicios públicos

domiciliarios, es por ello, que para el desarrollo de sus actividades pueden requerir de las

empresas prestadoras de servicios en el momento que consideren de la información,

estudios y otros reportes.

e) Estudios de Conexión para la conexión nuevas cargas:

La conexión de nuevas cargas al sistema, que por sus características puedan ser

capaces de emitir perturbaciones al sistema eléctrico o que por el contrario sean altamente

sensibles a estas perturbaciones; es por ello que se deben considerar criterios de diseño

más detallados, que permitan una mayor compatibilidad de las instalaciones frente a las

condiciones del sistema al cual se conecta, buscando minimizar el impacto de los

hundimientos de tensión hacia ambos lados de la red con respecto al punto de conexión.

Establecidas las razones iniciales por las cuales se debe adelantar las mediciones en

un punto específico del sistema, se debe recopilar seguidamente, la información básica

que permita establecer las limitaciones, alcances de las mediciones y posteriores análisis;


información básica que contribuirá entre otras, a la parametrización adecuada y correcta

operación de los equipos [8]. Esta recopilación de información relacionada con el entorno

del sistema, comprende entre otras:

Información del sistema eléctrico OR

- Subestación eléctrica del operador de red, asociada al circuito y punto de

conexión del usuario.

- Circuito al cual se encuentra conectado

- Nodo o punto de conexión:

- Tensión del punto de conexión:

- Valores Nominales del punto de medida (Tensión y Corriente):

- Nivel de corto circuito en el punto de conexión

- Unifilar del sistema o topología del sistema

Información del sistema eléctrico del Usuario:

De la medida:

- Comercializador del servicio de energía

- Medida Directa: Trifásico, Monofásico

- Semidirecta, indirecta

- Indirecta: A través de transformadores de potencial y de corriente, adicional a

esto el número de elementos de la conexión (tres elementos, dos elementos,

dos y medio elementos).

Del transformador del Usuario:

- Capacidad

- Tipo de conexión

- Nivel de corto circuito

- Tensiones de placa

De las cargas


- Banco de condensadores (Capacidad, Tensiones de placa, conexión)

- Identificación de cargas del usuario, en especial las cargas sensibles,

Generalidades

- Diagramas unifilares de las instalaciones del usuario actualizadas.

- Actividad económica del usuario:

- Reporte de incidentes: Esta información corresponde a las anomalías

reportadas por el usuario, y contribuyen en primera instancia a determinar las

posibles causas de las fallas en la calidad del servicio.

- Registros de tiempos de ocurrencia de los eventos, algunos usuarios del

sistema, acostumbran mediante bitácoras o equipos que cuentan con

funcionalidades de adquisición de eventos, controlar las horas de ocurrencia

de los eventos, para efecto de reclamaciones, garantías de equipos,

establecimiento de paradas y tiempos de reinicio; esta información para el

analista permite establecer la coincidencia de los eventos con los sistemas de

información con que cuenta el operador de red.

3.2.2. Fase 2: visita técnica al sitio

La vista técnica a las instalaciones del usuario contribuye entre otras, a la verificación

en sitio de las condiciones de la instalaciones donde se realizara la instalación del equipo

analizador de redes; así como también, permite realizar el primer acercamiento con el

usuario, donde se busca consultar al personal de mantenimiento, producción o

administrativo, sobre el tipo de fallas que presenta el usuario, y una descripción detallada

de los fenómenos físicos que se perciben. En la entrevista, es necesario identificar el

problema particular del usuario, es decir:

(a) ¿qué proceso presenta problemas dentro de la empresa?,

(b) ¿cuál(es) equipo(s) presenta(n) problemas en su operación?,

(c) ¿cuándo suele ocurrir el problema (intervalos de tiempo)?,

(d) ¿dónde está localizado el espacio que sufre la falla?,


(e) ¿quién interviene al momento de darle solución al problema?

Al dar respuesta a estas interrogantes, se pretende recopilar la experiencia del personal

que enfrenta la falla. La entrevista, permite definir si es necesario realizar una medición

al interior del usuario. Adicionalmente, es necesario llevar a cabo una revisión de las

instalaciones acompañado del personal de mantenimiento.

Dicha revisión, se lleva a cabo con los siguientes objetivos:

(a) verificación de las condiciones de conexión acorde con la normativa,

(b) identificación de cargas susceptibles de emitir perturbaciones dentro de las

instalaciones del usuario y

(c) obtener un registro fotográfico de las instalaciones, equipos y placas características.

3.2.3. Fase 3: instalación de equipo de medida

La instalación de equipos puede realizarse en diferentes puntos del sistema, los cuales

dependerán de los análisis realizados en los numerales anteriores 3.1 y 3.2.

Para llevar a cabo el proceso de medición, se plantea el uso de uno o varios equipos

localizados en puntos estratégicos dentro de las instalaciones del usuario, de acuerdo a

las necesidades identificadas previamente y la responsabilidad por parte del operador de

red.

Los posibles puntos de instalación que se pueden identificar, de acuerdo a la

normatividad y regulación vigente son:

- El punto de medida.

- El punto de conexión común,

- Tableros Generales o Bornes de transformadores en baja tensión.

- Tablero de distribución.

- Puntos de alimentación de cargas sensibles.

a) Tiempo de registro - ciclos de medida:

El tiempo de registro, se constituye como una de las variables relevantes para evaluar


la severidad de los hundimientos de tensión en cualquier punto del sistema. Al ser una

variable con una alta aleatoriedad en su ocurrencia, requiere largos tiempos de monitoreo,

de hasta 1 año; a diferencia de otros parámetros que en estado estable, como por ejemplo:

tensión, frecuencia, armónicos, parpadeos, desbalances de tensión, donde se recomienda

como mínimo periodos de registro de 1 semana, debido a que su comportamiento puede

caracterizarse dentro de los días laborales y fines de semana[8] en cualquier punto del

sistema eléctrico.

Si se cuenta [26] con los equipos para el monitoreo, para el registro de hundimientos

de tensión; existe una relación entre los periodos de registro, la ocurrencia de los

hundimientos de tensión y el nivel de exactitud esperada.

Tabla 2: Periodo de monitoreo necesario para obtener la precisión dada

FRECUENCIA DE EVENTOS PORCENTAJE DE PRECISIÓN

50% 10% 2%

1 por día 2 semanas 1 año 25 años

1 por semana 4 meses 7 años 200 años

1 por mes 1 año 30 años 800 años

1 por año 16 años 400 años 10000 años

Por tanto, los hundimientos y elevaciones de tensión en general requieren de ciclos

de medida prologados comparados con variables de estado estable, esto con el fin, de

recoger el mayor número de eventos para su análisis estadístico, estos pueden estar del

orden de meses como mínimo [8].

b) Selección del umbral de tensión:

A partir de este parámetro específico, se detectará el comienzo y el final de los

hundimientos de tensión, habitualmente se expresa a partir de la tensión residual dada en

porcentaje o por unidad. Las tensiones normalizadas dentro del sistema de distribución

de CHEC, de acuerdo al manual de normas de diseño y construcción - generalidades,

numeral 2.10. Características del sistema CHEC son:

Tabla 3: tensiones normalizadas dentro del sistema de distribución de CHEC

NIVEL TENSIÓN NORMALIZADA

Alta tensión 115 KV

Media tensión 33 Y 13,2 KV

Baja tensión 208/120, 240/120, 220/127 V


El proyecto de resolución CREG 065 de 2012, numeral 1.5 Hundimiento de tensión,

indica: “Para el caso de mediciones de hundimientos de tensión en el nivel de tensión 1

se debe utilizar como referencia la tensión nominal en lugar de la tensión deslizante”

Para el caso Colombiano, la CREG a través de la resolución CREG 024 de 2005,

estableció el uso de la tensión de referencia deslizante Usr para los equipos instalados en

las barras de las subestaciones de los niveles de Tensión 4, 3 y 2. Y su metodología de

cálculo debe ser conforme a lo establecido por el estándar IEC 61000-4-30 (2003-02),

aplicada para los equipos clase A. Un evento sobre la red de alta tensión, puede verse

reflejado a través un hundimiento de tensión en diferentes partes del sistema y en

diferentes niveles de tensión, ocasionando esto diferentes tensiones residuales, este

fenómeno puede explicarse, debido a que las tensiones precedentes a los huecos en los

diferentes puntos, variarán según el tipo de conexión de los transformadores de potencia

y distribución conectados al sistema [25].

Cuando el propósito de las mediciones, requiere de la evaluación comparativa de los

hundimientos de tensión en diferentes puntos de la red, con tensiones diferentes, pero

se encuentran afectados por un evento en común, (un cortocircuito o el enganche de

una carga mayor al sistema por ejemplo), se recomienda el uso de esta referencia

deslizante Usr. En otros casos especiales la tensión de referencia puede ser pactada entre

el operador de red y el usuario, en el caso particular del proyecto de resolución CREG

065 de 2012 numeral 1.5 Hundimiento de tensión, indica: “Cuando exista un acuerdo

entre un usuario y el OR se utilizará la tensión declarada en el punto de conexión como

referencia para determinar la existencia de hundimientos de tensión”. Es así pues que a

partir de los umbrales de referencia seleccionados, puede variar el inicio y el final de los

hundimientos de tensión [5].

3.3. Etapa 2 - procedimiento de aplicación IEEE Std1564-2014

Después de realizadas las mediciones de las variaciones de valores eficaces en las

formas de onda de tensión, se procede al análisis de la información obtenida bajo el

estándar IEEE Std. 1564-2014, el cual presenta una metodología para el cálculo de la

severidad de los hundimientos de tensión [12].

Al poder determinar la severidad de los hundimientos de tensión, podemos también

establecer la calidad de la tensión en otras ubicaciones del sistema, tales como


subestaciones, puntos de conexión común o puntos de medida [13].

Ante la ausencia de indicadores de parámetros tan sensibles como son los

hundimientos de tensión, el cálculo de la severidad a través de un referente normativo

vigente internacional como es el estándar IEEE Std 1564, se convierte en una

herramienta útil para la valoración en cualquier punto del sistema, permitiendo su

identificación, cuantificación y cualificación, en la forma en que puedan afectar los

procesos industriales y de servicio [14].

El cálculo, se realiza sobre registros de eventos almacenados en un periodo de tiempo

determinado. Para cada hundimiento, debe calcularse la severidad. Posteriormente se

calcula la severidad en subestación o punto de medida, como el aporte total de cada

hundimiento de tensión a través de su severidad.

3.3.1. Fase 4: obtención de registros de forma de onda

La obtención de información asociada a la forma de onda antes, durante y después

de ocurrido el hundimiento de tensión, es el insumo inicial para el cálculo análisis y

evaluación, a partir de los umbrales de tensión aplicados al momento de la

parametrización de los equipos analizadores de red, o del sistema de gestión de la calidad

de la potencia de acuerdo al numeral b).

Figura 12: Registro del hundimiento de tensión (formas de onda)

Por ejemplo, para el hundimiento de tensión mostrado en la forma de onda de la

-10000

-8000

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

-0,04 -0,02 0 0,02 0,04 0,06 0,08

PSO23L13 - 14/12/2014 12:35:10,7781


Voltage (

V)

Time (s)

Va Vb Vc


Figura 12, se muestran sus valores instantáneos, y en la Figura 13, calculados en una

ventana de un ciclo y actualizado cada medio ciclo.

Figura 13: Registro del hundimiento de tensión (valores eficaces)

A partir de los valores capturados y calculados de los valores instantáneos se extraen

los parámetros del hundimiento (magnitud y duración) para su etapa siguiente de

procesamiento.

3.3.2. Fase 5: extracción de parámetros de hundimiento

Después de registrados los eventos relacionados con las variaciones rms de la tensión

asociados exclusivamente a los hundimientos de tensión, (separando las elevaciones de

la tensión de los hundimientos) se procede a la extracción de los parámetros del mismo

(magnitud del hundimiento o tensión residual y duración), para este fin, se adopta el

procedimiento simplificado definido para campañas de medidas con propósitos

estadísticos [31]:

a) Se considera los hundimientos registrados, como si fueran sólo eventos de

profundidad única. Para cada hundimiento se registra, La tensión residual es la

tensión más baja que se produce durante el evento.

b) La duración, se mide a partir del instante en que la tensión cae por debajo del

umbral inicial, hasta aquél en el que llega a ser igual o mayor que el umbral final.

En los sistemas monofásicos, los hundimientos de tensión inician cundo la

5600

5800

6000

6200

6400

6600

6800

7000

7200

7400

7600

-0,10 -0,05 0 0,05 0,10 0,15

PSO23L13 - 14/12/2014 12:35:10,7781


Voltage (

V)

Time (s)

Va Vb Vc


tensión Urms, se cae por debajo del umbral establecido, y termina cuando este se

restablece al valor igual o superior al umbral del hundimiento más la histéresis de

tensión.

En sistemas polifásicos inicia el hundimiento de tensión, cuando en una o más

de las fases del sistema, la tensión Urms cae por debajo del umbral y termina cuando

la totalidad de las tensiones de cada una de las fases, es igual o superior al umbral

definido más la tensión de histéresis [8].

Los parámetros para el hundimiento de tensión obtenidos para el evento registrado y

mostrado en la Figura 12 y la Figura 13, se presentan como sigue, se extrae el evento con

mayor severidad en este caso fue presenciado sobre la fase C

Tabla 4: Parametros de hundimiento tomados a partir del evento

NOMBRE DEL

SITIO

ESTAMPA DE

TIEMPO FASE

MAGNITUD [kV]

MAGNITUD [pu]

DURATION (S)

DURACIÓN (CYC)

PSO23L13 14/12/2014

12:35:10,7781 C 5,588 0,745 0,042 2,5

3.3.3. Fase 6: cálculo de severidad de cada hundimiento

De acuerdo con el estándar IEEE 1564-2014 el cálculo de severidad de cada uno de

los hundimientos de tensión registrados, se realiza a partir de la tensión residual dada en

por unidad; y de acuerdo a la duración del hundimiento se comparada con la tensión de

una curva de referencia.

1

1e

curve d

VS

V

(3)

Donde

V es la tensión residual en pu

Vcurve magnitud de la tensión para curva de referencia.

La duración del hundimiento de tensión en combinación de una curva de referencia

(CBEMA, ITI, SEMI-) permite identificar gráficamente la condición del hundimiento

frente a los otros eventos ocurridos y su influencia frente a la operación normal de un

equipo que corresponda a la curva de referencia seleccionada. La curva SEMI-F47, se


recomienda en principio por el estándar IEEE 1564 de 2014, sin embargo su elección su

supedita el uso de otras curvas de referencia

Figura 14: Curva de referencia SEMI--F47

El estándar IEEE 1564 de 2014, cuando se utiliza la curva SEMI--F47 aplica un

algoritmo el cual varía dependiendo de la duración de cada hundimiento de tensión. En

la Tabla 5 se listan los datos para calcular la severidad utilizando la curva SEME-F47.

Tabla 5: Datos para calcular la severidad usando la curva SEMI--F47

RANGO DE DURACIÓN CALCULO DE LA SEVERIDAD

T ≤ 20 MS Se = 1 – V

20 MS < T ≤ 200 MS Se = 2 • (1 – V)

200 MS < T ≤ 500 MS Se = 3.3 • (1 – V)

500 MS < T ≤ 10 S Se = 5 • (1 – V)

T > 10 S Se = 10 • (1 – V)

Para cada uno de los eventos registrados, se debe validar la duración del evento antes

de realizar el cálculo de severidad de cada hundimiento, teniendo en cuenta que, si la

duración del evento está dado en ciclos, esta se debe convertir a milisegundos [ms]. De

igual forma se deben extraer aquellos eventos que no son considerados como

hundimientos de tensión, como son las interrupciones y las elevaciones de la tensión.

Calculados los índices de severidad para cada evento y basados en la curva SEMI-

F47, se considera que valores de severidad por debajo de 1, se encuentran dentro de la

zona de operación de los equipos. Para un valor de severidad mayor que uno, estos

hundimientos pueden generar la interrupción del equipo. Para valores iguales a 1, el

hundimiento esta sobre el límite de operación-interrupción

Duración (segundos)

Ten

sió

n R

esid

ual


3.3.4. Fase 7: cálculo de severidad del punto de medida

A partir del cálculo de severidad realizado para cada uno de los eventos registrados,

se puede evaluar entonces, la severidad en el punto de medida, este puede estar asociado

a la barras de la subestación, a un circuito o alimentador, al punto de conexión o punto

de medida de un usuario o cualquier punto del sistema, siempre y cuando cuente este,

con los equipos de medida en el punto.

El estándar IEEE Std 1564, presenta dos indicadores de severidad, a partir de los

cuales se pueden obtener las condiciones de cada punto de medida.

a) La severidad total del hundimiento de tensión (Se_sitio), puede determinarse a partir

de la severidad de los hundimientos de tensión individuales, como la sumatoria

de cada uno de los hundimientos de tensión:

_ 1

1

N

e sitio e

i

S S

(4)

b) El promedio de la severidad del hundimiento de tensión (Se_prom), calculado como

se muestra a continuación:

_

_

e sitio

e prom

SS

N (5)

Donde

N es el número total de hundimientos de tensión para un periodo de tiempo

I es el número de hundimiento de tensión.

Usualmente, estos indicadores de severidad son obtenidos dentro de un periodo

de tiempo significativo, un mes o un año [12]

c) El estándar IEEE 1564 de4 2014, también considera el número de hundimientos

de tensión promedio cada 30 días (N30), este parámetro es de gran relevancia

cuando se pretende evaluar información con periodos de registros de varios

meses, como es el caso actual del SDL de CHEC, este valor es calculado a partir

de la siguiente ecuación:


30 30medida

NN

T (6)

Donde

Tmedida es el periodo total

N es el número total de hundimientos registrados. Este valor permite

comparar varios periodos de tiempo en una medida normalizada [8]

3.4. Etapa 3 - análisis de resultados y conclusiones

Basados en el procesamiento de los registros obtenidos a partir de las mediciones

realizadas y obtenidos de las bases de datos existente, se procede a la realización de los

análisis a partir de los valores de referencia, teniendo en cuenta los umbrales para la curva

de inmunidad de referencia, en este caso aplicaremos la curva SEMI-F47, como se indica

en la Figura 14.

Dentro de los mismos análisis de resultados, la aplicación y presentación de la curva

de inmunidad con las perturbaciones correspondientes al periodo de evaluación permite

de manera gráfica la interpretación de los resultados.

Para el análisis de hundimientos de tensión, la clasificación de información por

periodos de tiempo (semanas, meses o años), permite realizar análisis de información de

manera comparativa entre días tipo, entre meses e incluso entre años de ser posible contar

con la suficiente información.

La realización de análisis comparativos entre el sitio Se_sitio o el punto de medida de

usuarios y las condiciones del alimentador o la barra de la subestación, permiten comparar

al operador de red frente a las condiciones del usuario.

39

CAPÍTULO 4

APLICACIÓN EN CASOS PRÁCTICOS

A a

En este capítulo se presenta la metodología para la realización de análisis de hundimientos de

tensión en sistemas de distribución, estructurada y soportado en tres fuentes principalmente; a) la

experiencia adquirida durante los últimos años en la atención de solicitudes desde el proceso de

ingeniería de la CHEC; b) recomendaciones para la realización de mediciones a partir de consultas

bibliográfica en estándares internacionales y otras fuentes de producción reconocida; y por último, no

por ello menos importante c) la inclusión de la metodología sugerida y recientemente aprobada por el

IEEE, a través del estándar IEEE 1564 de 2014. Esta última La cual brinda herramienta

que permiten cuantitativamente valorar las condiciones ante hundimientos de tensión en el punto de

medida.

Capítulo 4. Aplicación en Casos Prácticos 40

40

4. APLICACIÓN EN CASOS

PRÁCTICOS

E PRESENTAN a continuación, los resultados de las mediciones realizadas de

manera práctica, haciendo referencia a cada una de las etapas y sus fases, con el

propósito de mostrar la aplicabilidad y la coherencia de la guía metodológica planteada.

4.1. Escenario #1 – mediciones en un usuario comercial

Aplicación de la fase 1:

Las mediciones al usuario se dan a partir de una solicitud realizada por el mismo al

operador de red CHEC, y estas se encuentran relacionadas con problemas relacionados

con la calidad del servicio, asociados a variaciones en la tensión, lo que se enmarca dentro

del literal a) Petición, queja o reclamo interpuesta por un usuario [35].

La información preliminar recopilada desde la bases de datos de CHEC, permite

establecer características preliminares sobre el usuario y la red a la cual se encuentra

conectado, tal como se muestra en la Tabla 6.

Tabla 6: Información del sistema eléctrico en el escenario #1

INFORMACIÓN BÁSICA DEL OR DATOS

Subestación eléctrica del operador de red Peralonso 13.2 kV

Código del circuito PSO23L13 - Galán

Nodo o punto de conexión del usuario. M518XX

Tensión de referencia del punto de conexión del Usuario. 13,20 kV

Numero de fases 3

El usuario se conecta a un circuito de distribución con una topología 90% aérea y

10% subterránea a 13.2 kVLL. Este circuito, dedica su carga en un 70% a usuarios

comerciales y el 30% restante a usuarios residenciales. Su topología es radial aunque

permite la redistribución o traslado de cargas con otras subestaciones; el 90% de su

S


distribución es urbana y el 10% restante se extiende en la zona rural.

Figura 15: Vista topológica del circuito en el escenario #1

En laFigura 15 se muestra la topología del circuito al cual se encuentra conectado el

usuario comercial del escenario #1, mientras que en la Tabla 7 se lista la información del

sistema eléctrico de dicho usuario.

Tabla 7: Información del sistema eléctrico del usuario en el escenario #1

INFORMACIÓN BÁSICA DEL USUARIO DATOS

Comercializador del servicio de energía EMGXXX

Tipo de Medida Indirecta

Transformadores de Potencial

Numero de Transformadores de Potencial 3

Voltaje Primario 13200 V

Voltaje Secundario 120 V

Relación o Factor 110

Transformadores de Corriente

Numero de Transformadores de Potencial Corriente 3

Corriente Primaria 20-40

Corriente Secundaria 5

Relación o Factor (20/5): 4

Capacidad del Transformador 400 kVA

Tipo de Fabricación Seco

Tipo de conexión DYn5

Nivel de corto circuito 19,26 kA (Secundario)

Tensiones de placa

Tensión primaria 13200 V

Tensión secundaria 216/124,70

Numero de posiciones del cambiador de tomas 5

Posición Actual 3 (Nominal)


Consolidada la información anterior y de acuerdo al numeral 3.2, se recopila


42

información complementaria a través de registros fotográficos y entrevista al usuario al

personal operario o de mantenimiento (ver Figura 16).

Figura 16: Datos de la subestación del usuario en el escenario #1

Otro dato complementario es la información de las cargas. Esta información se

relaciona en la Tabla 8.

Tabla 8: Información de cargas del usuario en el escenario #1

CARGAS DEL USUARIO DESCRIPCIÓN

Regulada: A través de la UPS de 15KVA Equipos de Computo

Televisores LCD Cargas burbuja Juan Valdez

No Regulada: Equipos de Proyección por cada sala.

Sistema de sonido por cada sala Equipos de Aires acondicionados.

En entrevista con el usuario, este manifiesta que se vienen presentando “apagones

muy cortos” los cuales afectan la normal operación del usuario, para lo cual el usuario

provee información sobre los apagones registrados por la unidad de adquisición del

equipo UPS.


Atendiendo la metodología propuesta, se procede a la instalación de un equipo

analizador de redes, de acuerdo a lo indicado en el numeral 3.2.3, en el punto de medida

del usuario, donde se encuentra instalada la medida comercial (nivel 2 de tensión) [33],

donde se verifica las condiciones de seguridad e información de los equipos de medida

asociados (ver Figura 17).


Figura 17: Punto de medida del usuario en el escenario #1

Las mediciones se realizan por un periodo de 36,99 días, teniendo en cuenta para ello

el numeral a) Tiempo de registro - ciclos de medida.

Tabla 9: Periodo de registro en el escenario #1

INFORMACIÓN VALOR

Fecha inicial de mediciones 23/03/2011 11:40

Fecha final de mediciones 29/04/2011 11:20

Periodo total de registro 36,99 días

El umbral de tensión seleccionado para el análisis, se establece a partir de las tensiones

normalizadas por CHEC para sus sistemas de media tensión, la tensión nominal del

sistema Un de 7620 VLN calculada a partir de la tensión 13200 VLL, declarada para el

punto de conexión.

Aplicación de las fases 4 a 6:

Se realiza el análisis de información, aplicando el estándar IEEE Std 1564-2014, y

usando como referencia la curva SEMI-F47 y su algoritmo para el cálculo de la severidad


44

por cada evento, pero antes de realizar el cálculo, se debe verificar o filtrar los eventos

que si corresponden a hundimientos de tensión, de aquellos que no (elevaciones e

interrupciones), obteniéndose los siguientes resultados. Así mismo, de 48 eventos

asociados a variaciones de la tensión eficaz, 27 de ellos califican con hundimientos de

tensión; los 21 eventos restantes corresponden a interrupciones, al presentar tensiones

residuales inferiores al 0,1 pu (ver Tabla 10).

Tabla 10: Valores de severidad individual para el escenario #1

FASE 4 FASE 5 FASE 6

Evento Fecha del registro Fase Magnitud Duración Curva SEMI-F47

kV p.u. segundos ciclos Cálculo Severidad

1 28/03/2011 13:08:24,8755 C 6,422 0,892 0,033 2,0 2*(1-V) 0,2162

2 29/03/2011 12:18:44,3253 C 6,276 0,872 0,092 5,5 2*(1-V) 0,2568

3 29/03/2011 17:44:33,9088 A 1,311 0,182 0,167 10,0 2*(1-V) 1,6358

4 30/03/2011 16:46:38,6497 B 6,068 0,843 0,084 5,0 2*(1-V) 0,3144

5 30/03/2011 17:31:38,9167 A 2,747 0,381 0,217 13,0 3,3*(1-V) 2,0411

6 02/04/2011 10:22:24,0083 B 6,106 0,848 0,075 4,5 2*(1-V) 0,3040

7 03/04/2011 17:16:11,4672 C 6,469 0,898 0,067 4,0 2*(1-V) 0,2030

8 04/04/2011 14:16:44,6664 B 6,174 0,857 0,067 4,0 2*(1-V) 0,2851

9 07/04/2011 08:06:14,9829 C 5,214 0,724 0,100 6,0 2*(1-V) 0,5515

10 07/04/2011 17:28:57,4663 A 4,239 0,589 0,184 11,0 2*(1-V) 0,8226

11 08/04/2011 07:13:15,9160 C 2,725 0,378 0,217 13,0 3,3*(1-V) 2,0512

12 08/04/2011 07:44:05,4169 A 6,351 0,882 0,075 4,5 2*(1-V) 0,2357

13 10/04/2011 02:43:58,9078 A 6,024 0,837 0,084 5,0 2*(1-V) 0,3266

14 10/04/2011 16:16:28,4666 B 6,185 0,859 0,092 5,5 2*(1-V) 0,2821

15 13/04/2011 15:35:25,1668 C 6,239 0,867 0,017 1,0 (1-V) 0,1335

16 14/04/2011 13:27:34,5833 B 4,024 0,559 0,117 7,0 2*(1-V) 0,8822

38 15/04/2011 12:59:06,9754 A 5,785 0,803 0,075 4,5 2*(1-V) 0,3930

39 15/04/2011 18:02:04,3911 B 6,455 0,897 0,050 3,0 2*(1-V) 0,2070

40 18/04/2011 12:53:37,8163 C 5,133 0,713 0,083 5,0 2*(1-V) 0,5741

41 19/04/2011 18:42:03,7831 C 3,648 0,507 0,158 9,5 2*(1-V) 0,9865

42 19/04/2011 19:12:30,8835 A 5,770 0,801 0,092 5,5 2*(1-V) 0,3973

43 20/04/2011 15:38:16,5917 A 4,310 0,599 0,167 10,0 2*(1-V) 0,8029

44 23/04/2011 13:52:47,5415 B 4,273 0,593 0,291 17,5 3,3*(1-V) 1,3417

45 26/04/2011 13:23:38,4831 A 5,637 0,783 0,067 4,0 2*(1-V) 0,4342

46 26/04/2011 13:58:47,7750 A 5,168 0,718 0,067 4,0 2*(1-V) 0,5643

47 26/04/2011 14:12:52,0084 A 6,476 0,899 0,033 2,0 2*(1-V) 0,2010

48 29/04/2011 00:37:19,2500 A 4,642 0,645 0,225 13,5 3,3*(1-V) 1,1725



Para determinar la severidad en el punto de medida, podemos calcular la severidad

total de los hundimientos de tensión (Se_sitio) y el promedio de la severidad del

hundimiento de tensión (Se_prom),

Tabla 11: Valores de severidad en el punto de medida del escenario #1

HUNDIMIENTO DE TENSIÓN SEVERIDAD SEGÚN SEMI-F47

Caso Total Eventos Se_sitio Se_prom N30

Usuario_Escenario 1 27 17,6163 0,6524 21,8918


Trasladando a un gráfico de dispersión, los eventos registrados de cada hundimiento

y basados en la curva de referencia SEMI-F47, se obtiene:

Figura 18: Curva SEMI-F47 para el usuario en el escenario #1

De acuerdo a la curva de referencia mostrada en la Figura 18 y los valores de severidad

obtenidos a través del algoritmo para la curva SEMI-F47, mostrados en la Tabla 11, se

observa que 5 de los eventos registrados (Se > 1,0), tienen una alta probabilidad de

ocasionar paradas o problemas en la operación de los equipos, los demás eventos (22

hundimientos) se encuentran dentro de los valores de severidad admisibles bajo la curva

SEMI-F47 (Se < 1,0), sin embargo esto no implica que el equipo o el proceso que se


46

realiza no se verá afectado.

En atención a la solicitud del usuario y evaluando los registros capturados durante el

periodo de medida, frente al estándar IEEE 1564 de 2014, los índices de severidad

promedio calculados, se encuentran conforme a los valores de referencia (Se < 1,0) con

Se_prom=0,6524, esto usando como referencia, la curva SEMI-F47

De acuerdo a los cálculos obtenidos, y los valores de referencia obtenidos a través de

la metodología propuesta bajo el estándar IEEE 1564, los índices de severidad promedio

en el punto de medida, se encuentran conforme y por debajo del umbral de interrupción.

El cálculo del número de hundimientos de tensión promedio cada 30 días (N30), cobra

mayor relevancia cuando se cuentan con registros de otros meses, para realizar

comparaciones entre ellos; sin embargo para este primer caso, se puede indicar a través

de este, que el promedio de eventos asociados a hundimientos de tensión cada 30 días se

encuentra en 22 hundimientos aproximadamente.

4.2. Escenario #2 – mediciones en una subestación del OR


Siendo de interés para el presente trabajo y considerando la alta sensibilidad del

usuario frente a este tipo de perturbaciones, se considera que las presentes mediciones y

los análisis que de este se deriven hacen parte de las medidas de autocontrol, las cuales le

permiten realizar el seguimiento a los indicadores asociados a la calidad de la forma de

onda en el punto de medida del usuario y la barra de la subestación a la cual se encuentra

conectado el usuario, a través del alimentador de media tensión [11].

Información preliminar recopilada desde la bases de datos de CHEC, permite

establecer características preliminares sobre el usuario y la red de media tensión y la

subestación a la cual se encuentra conectado.

Tabla 12: Información del sistema eléctrico en el escenario #2

INFORMACIÓN BÁSICA DEL OR DATOS

Subestación eléctrica del operador de red Peralonso 13.2 kV

Código del circuito PSO23L13 - Galán

Nodo o punto de conexión del usuario. M518XX

Tensión de referencia del punto de conexión del Usuario. 13,20 kV

Numero de fases 3


De la subestación del operador de red CHEC Peralonso, se deriva el circuito de media

tensión 13,2 kV, al que está conectado el usuario al Nodo M518XX

El circuito de distribución cuenta con una topología 90% aérea y 10% subterránea a

13.2 kVLL. Este circuito, dedica su carga en un 70% a usuarios comerciales y el 30%

restante a usuarios residenciales. Su topología es radial aunque permite la redistribución

o traslado de cargas con otras subestaciones; el 90% de su distribución es urbana y el

10% restante se extiende en la zona rural.

Figura 19: Diagrama unifilar del circuito en el escenario #2


Consolidada la información anterior y de acuerdo al 3.2, se recopila información

complementaria a través de registros fotográficos y entrevista al usuario, al personal


48

operario o de mantenimiento.

Tabla 13 Información del sistema eléctrico del usuario en el escenario # 2

INFORMACIÓN BÁSICA DEL USUARIO DATOS

Información de la Medida

Comercializador del servicio de energía EPM

Tipo de Medida Indirecta

Transformadores de Potencial

Numero de Transformadores de Potencial 3

Voltaje Primario 13200 V

Voltaje Secundario 120 V

Relación o Factor 110

Transformadores de Corriente

Numero de Transformadores de Potencial Corriente 3

Corriente Primaria 30-15

Corriente Secundaria 5

Relación o Factor (30/5): 6

Información de la Subestación

Capacidad del Transformador 630kVA

Tipo de Fabricación Seco

Tipo de conexión DYn5

Nivel de corto circuito 28,57 kA (Secundario)

Zcc % No Disponible

Tensiones de placa

Tensión primaria 13200 V

Tensión secundaria 216/124,70

Cambiador de Tomas

Numero de posiciones 5

Posición Actual 2-3 (Nominal)

Figura 20: Subestación de media tensión y baja tensión en el escenario #2

La subestación del usuario al interior de sus instalaciones, cuenta con 1 transformador

tipo seco de 630 kVA (ver Figura 21), este abastece el servicio de las zonas comunes de

la edificación


Figura 21: Transformador 630 kVA del usuario en el escenario #2

Las cargas mas representativas del usuario se listan en laTabla 14.

Tabla 14: Información de cargas del usuario en el escenario #2

TIPO DE CARGA NÚMERO DE

EQUIPOS CAPACIDAD NOMINAL

DEL EQUIPO TOTAL

Escaleras Eléctricas 4 9 kVA 36 kVA

Rampas (fp=0,85) 6 8 kW 56 kVA

Escaleras N1 8 12 kVA 96 kVA

Ascensores (fp=0,85) 4 15 kW 71 kVA

Bombas 1 40 kVA 40 kVA

Extractores (fp=0,85) 1 40 kW 47 kVA

Aire Acondicionado 1 100 kVA 100 kVA

Serv. Comunes 1 235 kVA 235 kVA

Total de la carga antes de FD 681,1 kVA


Consecuentes con la metodología propuesta, se procede a la instalación de un equipo

analizador de redes en el punto de medida del Usuario, esta se encuentra conectada al

nivel 2 de tensión [34], donde se verifica las condiciones de seguridad e información de

los equipos de medida asociados (ver Figura 22).

Las mediciones se realizan por un periodo de 13,94 días, aunque los tiempos de

registró en el punto de medida del usuario no son los ideales con respectos a lo

recomendado por el estándar, se realizan análisis sobre estos:

Tabla 15: Periodo de registro en el escenario #2

INFORMACIÓN VALOR

fecha inicial de mediciones 26/11/2014 09:58

fecha final de mediciones 10/12/2014 08:39

periodo total de registro 13,94 días


50

Figura 22: Punto de medida del usuario en el escenario #2

El umbral de tensión seleccionado para el análisis, se establece a partir de las tensiones

normalizadas por CHEC para sus sistemas de media tensión, la tensión nominal del

sistema Un de 7620 VLN calculada a partir de la tensión 13200 VLL, declarada para el

punto de conexión.

Figura 23: Monitoreo en la subestación del OR en el escenario #2

Para realizar el análisis comparativo de la información del usuario versus la

información del operador de red CHEC en la subestación, se verifica la existencia y

correcta operación del equipo analizador de redes, ver Figura 23; de igual forma se

verifica la existencia de históricos de los registros, en la base de datos del sistema de

gestión de la calidad de la potencia. Los datos utilizados fueron adquiridos a partir del


sistema de gestión de calidad de la potencia eléctrica de CHEC y el periodo evaluado, se

realizó desde el 01/01/2012 al 31/12/2014. Los equipos de medida y los procedimientos

de medición están acorde con la normatividad [8],[18]. La tensión de referencia en la

subestación, se encuentra parametrizada con la tensión de referencia deslizante Usr, de

conformidad con lo establecido en la regulación vigente [22] y [8].

Aplicación de las fases 4 a 6

El análisis de información, se realiza aplicando el estándar IEEE Std 1564-2014, y


por cada evento, pero antes de realizar el cálculo, se debe verificar o filtrar los eventos

que si corresponden a hundimientos de tensión, de aquellos que no (elevaciones e

interrupciones), obteniéndose los siguientes resultados

Tabla 16: Valores de severidad individual para el usuario en el escenario #2




1 26/11/2014 21:07:40,8743 A 6,753 0,886 0,067 4,0 2*(1-V) 0,2278

2 27/11/2014 19:57:14,7672 A 6,704 0,880 0,117 7,0 2*(1-V) 0,2408

3 27/11/2014 20:04:49,8164 A 6,630 0,870 0,158 9,5 2*(1-V) 0,2601

4 27/11/2014 21:04:19,3417 A 6,537 0,858 0,150 9,0 2*(1-V) 0,2845

5 29/11/2014 03:45:44,2333 A 5,592 0,734 0,109 6,5 2*(1-V) 0,5326

6 30/11/2014 01:04:31,4667 A 6,605 0,867 0,058 3,5 2*(1-V) 0,2668

7 30/11/2014 08:53:13,1000 A 1,146 0,150 0,242 14,5 3,3*(1-V) 2,8036

8 30/11/2014 13:14:19,0250 A 6,833 0,897 0,050 3,0 2*(1-V) 0,2069

9 01/12/2014 23:55:52,0250 C 5,067 0,665 0,108 6,5 2*(1-V) 0,6704

10 02/12/2014 13:39:45,9334 A 6,425 0,843 0,067 4,0 2*(1-V) 0,3139

11 03/12/2014 06:50:22,6752 C 5,148 0,676 0,100 6,0 2*(1-V) 0,6490

12 03/12/2014 12:56:46,5169 B 5,292 0,694 0,117 7,0 2*(1-V) 0,6112

13 04/12/2014 21:46:17,0167 A 4,707 0,618 0,108 6,5 2*(1-V) 0,7647

14 06/12/2014 13:14:23,9503 C 6,814 0,894 0,017 1,0 (1-V) 0,1059

15 07/12/2014 18:18:41,6080 A 6,857 0,900 0,050 3,0 2*(1-V) 0,2005

16 07/12/2014 18:27:04,7834 A 6,816 0,894 0,100 6,0 2*(1-V) 0,2112

17 07/12/2014 18:36:44,4837 B 6,846 0,898 0,125 7,5 2*(1-V) 0,2035

18 09/12/2014 01:10:52,8494 B 4,973 0,653 0,117 7,0 2*(1-V) 0,6950

19 09/12/2014 01:20:21,2083 A 6,521 0,856 0,225 13,5 3,3*(1-V) 0,4762

20 09/12/2014 03:45:17,4415 A 5,403 0,709 0,100 6,0 2*(1-V) 0,5821

21 09/12/2014 20:48:20,9243 C 6,457 0,847 0,067 4,0 2*(1-V) 0,3056

22 10/12/2014 07:37:21,3498 B 4,577 0,601 0,100 6,0 2*(1-V) 0,7988

En el caso de la información de registros en la subestación, para la barra de 13,2 kV,

esta consolida un total de 1629 registros de variaciones de valor eficaz durante los 3 años,

incluyendo hundimientos de tensión, elevaciones e interrupciones. A partir de estos


52

registros, se extrajeron aquellos pertenecientes únicamente a hundimientos de tensión.

De los 1629 registros, un total de 1618 son hundimientos de tensión. Para los cuales, se

dispone de información sobre la tensión residual más baja durante el hundimiento, su

duración y la fase en la cual se presentó la tensión residual más baja. A partir de esta

información, es posible calcular los indicadores de severidad para cada hundimiento de

tensión y posteriormente de la subestación estudiada[11].

Debido al volumen de información esta no se anexa.

Aplicación de la fase 7



hundimiento de tensión (Se_prom),

Tabla 17: Calculo de severidad en el punto de medida del usuario en el escenario #2


Caso Total Eventos Se_sitio Se_prom N30

USUARIO_CASO 2 22 11,411 0,519 47,329

Para el caso de la barra 13,2 kV de la subestación bajo estudio, se plantean los valores

obtenidos por año:

Tabla 18: Calculo de severidad en la barra de la subestación en el escenario #2

HUNDIMIENTO DE TENSIÓN

SEVERIDAD SEGÚN SEMI-F47

NUMERO DE HUNDIMIENTOS POR FASE

Caso Total Eventos Se_sitio Se_prom N30 Fase A Fase B Fase C

SUB_CASO 2 1618 814,542 0,503 44,288 615 341 662

2012 559 268,278 0,4799 45,820 219 104 236

2013 551 277,622 0,5038 45,288 192 116 243

2014 508 268,641 0,5288 41,753 204 121 183


Trasladando a un gráfico de dispersión, los eventos registrados de cada hundimiento

y basados en la curva de referencia SEMI-F47, se obtiene para el punto de medida del

usuario:


Figura 24: Curva SEMI-F47 para el usuario en el escenario #2

Figura 25: Curva SEMI-F47 para la subestación (año 2012) en el escenario #2


54



Como se observa en la Tabla 18, la cantidad de hundimientos de tensión en los tres


años ha tenido una tendencia por encima de los 40 hundimientos cada 30 días. Por otra

parte, aunque la cantidad de hundimientos en el año 2014 fue menor a los años anteriores,

este presento el mayor promedio de severidad por hundimiento. Lo anterior, demuestra

como la cantidad de hundimientos de tensión no puede ser por si sola un parámetro de

valoración del estado de calidad de la tensión en una subestación del sistema.

Adicional a la valoración de la subestación, y basados en la información recopilada de

hundimientos en el PCC del usuario bajo estudio, se pudo determinar que el total de

hundimientos de tensión fue de 22 eventos. Adicionalmente, el índice de severidad total

Se_sitio fue de 11.411 o un Se_prom de 0.519. Otro parámetro de interés, es el total de

hundimientos por un periodo de 30 días, el cual sería de 47 hundimientos. Estos valores,

están acorde con los índices de hundimientos calculados para la subestación que alimenta

al usuario comercial, presentados en la Tabla 18.

4.3. Escenario #3 – mediciones en usuarios industriales


El siguiente escenario extrae de los resultados de un estudio de la calidad de la

potencia dirigido a uno de los circuitos del sistema de distribución de CHEC y los

usuarios conectados a este [10]. El proyecto surge a partir de la solicitud de los usuarios

conectados al alimentador industrial, por estándares en la calidad de la forma de onda

adecuados y que no afecten las condiciones normales de operación en sus procesos

productivos [24].

Para ello, una serie de medidas de las variaciones de la calidad de la potencia, en la

subestación que alimenta el circuito y el punto de medida de cada uno de los usuarios

industriales, fueron realizadas. Dentro del estudio inicial, se realizó una investigación a

través de encuestas a 25 usuarios industriales, las cuales permitieron identificar que el

60% de las compañías reportaron sobre la ocurrencia de variaciones de tensión. También,

casi 80% de estas reportaron tener equipos sensibles a este tipo de tipo de perturbaciones

[10]. Información preliminar recopilada desde la bases de datos de CHEC, permite

establecer características preliminares sobre cada uno de los usuario, la red de media

tensión y la subestación a la cual se encuentra conectado el alimentador principal.

La información general del operador de red y los puntos de conexión de cada uno de


56

los usuarios se agrupa en el diagrama unifilar que se muestra en la Figura 28

Figura 28: Diagrama unifilar del circuito en el escenario #3

El alimentador se encuentra conectado a la subestación Enea 33 kVLL y Alta Suiza 33

kV, con una longitud de 16 km aproximadamente su topología es área, con distribución

urbana y se encuentra apantallada en su totalidad. Este circuito dedica toda su capacidad

a la atención de usuarios industriales y su topología es radial pero permite redistribuir o

transferir cargas a otras subestaciones.


Consolidada la información anterior y de acuerdo al numeral 3.2 Visita técnica al sitio,

se recopila información complementaria de los usuarios través de registros fotográficos

o encuestas al usuario, al personal operario o de mantenimiento.

En la Tabla 19, se relaciona la información de manera resumida de cada uno de los

usuarios bajo estudio, esta fue recopilada a partir de información del operador de red y

recopilada en sitio, en cada una de las instalaciones de los usuarios.

Dentro de las actividades económica , a las cuales se dedican los Usuarios, se pueden

resaltar: (a) Fabricación de herramientas, (b) procesamiento de café, (c) industria

maderera, (d) producción de químicos, (e) centros de procesamiento de datos, (f)

manufacturación de plástico, (g) producción de alcohol, (h) producción de alimentos y

dulces, y finalmente, (i) producción metalúrgica.

De igual forma, a cada uno de los usuarios se les aplico una encuesta y el resultado

principal, que se identificó de las 25 compañías encuestadas, es que solo 2 de estas tienen


un sistema de estabilización de tensión. Algunas de las compañías reportaron que debido

a las variaciones de tensión surgieron algunos problemas tales como: (a) daño de los

PLC’s dada en algunos casos de su programación interna, y (b) equipo de automatización,

pantallas, autómatas.

Tabla 19: Información técnica del usuarios en el escenario #3

ID NODO/CIRCUITO USUARIO TRANSFORMADORES

DE CORRIENTE [A]

TRANSFORMADORES DE TENSIÓN

[V]

CAPACIDAD INSTALADA

[KVA]

1 B15147/ ENE30L16 Usuario 1 30-60-5 (60/5) 33000-110 4950

2 B15149/ENE30L16 Usuario 2 30-60-5 (60/5) 34500-115 3130

3 B15023/ENE30L16 Usuario 3 50-100-5 (50/5) 34500-115 6250

4 B15025/ENE30L16 Usuario 4 30-60-5 (30/5) 34500-115 2000

5 B15029/ENE30L16 Usuario 5 15-30-5 (30/5) 34500-120 1500

6 B15026/ ENE30L16 Usuario 6 30-60-5 (60/5) 33000-120 3625

7 B15035/ ENE30L16 Usuario 7 25-50-5 (50/5) 34500-115 2680

8 B15218/ENE30L16 Usuario 8 20-40-5 (20/5) 33000-120 1250

9 B15032/ ENE30L16 Usuario 9 50-100-5 (50/5) 33000√3/115√3 5300

10 B15217/ ENE30L16 Usuario 10 50-100-5 (100/5) 34500/115 6630

11 B15230/ ENE30L16 Usuario 11 50-5(50/5) 34500-115 1880

12 B15041/ENE30L16 Usuario 12 15-30-5 (15/5) 33000-120 1000

13 B15050/ENE30L16 Usuario 13 05/10/5 (10/5) 34500/120 225

14 B15137/ENE30L16 Usuario 14 05/10/5 (5/5) 34500-115 225

15 B15060/ENE30L16 Usuario 15 75-150-5 (75/5) 33000-110 3200

16 B15102/ENE30L16 Usuario 16 75-150-5 (150/5) 34500-115 8000

17 B15232/ENE30L16 Usuario 17 10-20-5 (1/5) 34500-115 630

18 B15125/ENE30L16 Usuario 18 30-60-5 (30/5) 33000-120 2365

19 B15133/ENE30L16 Usuario 19 20-40-5 (40/5) 34500-115 1850

20 B15165/ENE30L16 Usuario 20 10-20-5 (10/5) 34500-120 600

21 B15077/ENE30L16 Usuario 21 15-30-5 (30/5) 34500-115 1800

22 B15077/ENE30L16 Usuario 22 15-30-5 (15/5) 33000-110 1000

24 B15170/ENE30L16 Usuario 23 10-20-5 (10/5) 34500-115 350

25 B15171/ENE30L16 Usuario 24 15-30-5 (15/5) 34500-115 1000

26 B15083/ENE30L16 Usuario 25 50-100-5 (50/5) 33000-110 4000

De este análisis un total de 80% de los usuarios reportaron tener equipos sensibles a

los hundimientos de tensión. Este problema se reflejó en lo que fue categorizado por los

operarios como interrupciones muy cortas. Entre los problemas generados por este

problema, están: (a) interrupción del procesamiento de datos, (b) reinicio de los sistemas

de alumbrado, (c) interrupción de los procesos de producción (daño de los PLC’s, mala

operación de contactores, relés, variadores de velocidad), (d) perdida de bienes, (e)

perdida de materiales, y (f) malfuncionamiento de equipos.

Este problema fue reflejado por 12 empresas durante el periodo de recolección de

datos. En su mayoría, generando los siguientes problemas: (a) interrupción de

centrifugadoras en fábricas de alimentos (b) daño de equipos en circuitos cerrados de


58

televisión en productores de plásticos, (c) perdidas en tiempos de producción en la

industria maderera, (d) para las fábricas de herramientas, hundimientos con una alta

duración generaron una pérdidas de materiales, (e) algunos variadores de velocidad

fallaron en las fabrica de dulces, (f) productores de utensilios de hogar como

refrigeradores sufrieron alteración de los procesos de fabricación, (g) finalmente, las

fábricas de alimentos indicaron la perdida de productos crudos por procesos de

calefacción y enfriamiento. Dentro de lo anterior, la interrupción de los procesos de

producción representa 90% de los desórdenes reportados por usuarios.


Atendiendo la metodología propuesta, se procede a la instalación de un equipo

analizador de redes, de acuerdo a lo indicado en el numeral 3.2.3, en el punto de medida

del Usuario, debido a que en principio el estudio buscaba, realizar la caracterización del

nivel de calidad de la energía del circuito, la duración de las mediciones en cada uno de

los puntos fue de 7 días aproximadamente

Aplicación de las fases 4 a 6

El análisis de información, se realiza aplicando el estándar IEEE Std 1564-2014, y


por cada evento. Antes de realizar los cálculos, se filtraron los eventos y se procesaron

únicamente los que si corresponden a hundimientos de tensión; haciendo a un lado

aquellos que no (elevaciones e interrupciones), el procedimiento se aplica a cada uno de

los usuarios,

Tabla 20: Valores de severidad del usuario en el escenario #3




5 16/09/2011 12:33:33,3165 A 14,829 0,778 0,108 6,5 2*(1-V) 0,4434

11 20/09/2011 02:35:33,4166 B 17,066 0,896 0,008 0,5 (1-V) 0,1043

14 21/09/2011 22:57:53,9735 B 17,091 0,897 0,008 0,5 (1-V) 0,1030

Para el caso de la subestación, un total de 2700 registros de variaciones de valores

eficaces fueron adquiridos incluyendo hundimientos de tensión, elevaciones e

interrupciones en la subestación estudiada. De estos registros, solo aquellos que

pertenecen a hundimientos de tensión fueron extraídos. Aplicando el procedimiento


descrito anteriormente.

De los 2700 registros, un total de 2676 fueron hundimientos de tensión, Para estos

registros, la información disponible es: (a) el menor valor de tensión retenido durante el

hundimiento, (b) su duración y (c) la fase en la que el menor valor de tensión fue retenido.

Adicionalmente, registros obtenidos en los PCC de cada usuario fueron adquiridos en

un periodo mayor a dos meses durante el año 2011. De esta información, es posible

calcular los indicadores de severidad de los hundimientos de tensión, en la subestación

estudiada y en los PCC de cada cliente industrial.




hundimiento de tensión (Se_prom).

Tabla 21: Calculo de severidad de los usuarios en el escenario #3


Usuario Numero de eventos Se_sitio Se_prom

Usuario 1 1 0,981 0,981

Usuario 10 3 0,651 0,217

Usuario 11 6 2,976 0,496

Usuario 13 6 3,637 0,606

Usuario 14 2 0,624 0,312

Usuario 15 3 1,390 0,463

Usuario 16 3 0,972 0,324

Usuario 17 1 0,214 0,214

Usuario 18 1 0,394 0,394

Usuario 2 3 1,431 0,477

Usuario 21 4 1,448 0,362

Usuario 22 2 0,610 0,305

Usuario 23 6 2,496 0,416

Usuario 25 3 1,657 0,552

Usuario 3 22 7,757 0,353

Usuario 4 6 2,682 0,447

Usuario 5 5 2,028 0,406

Usuario 6 2 0,651 0,326

Usuario 8 4 1,592 0,398

Total 83 34,190 0,412

Para el caso de la barra 33 kV de la subestación bajo estudio, se plantean los valores

obtenidos por año entre el 2008 y 2014:


60

Tabla 22: Calculo de severidad en la barra de la subestación en el escenario #3

SEVERIDAD AÑO

Según la curva SEMI-F47 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Nanual 245 306 292 369 480 452 420

N30 20.13 25.15 24 30.32 39.5 37.15 34.52

Se_sitio 113.811 151.668 146.824 175.014 239.588 244.765 216.248

Se_prom 0.464 0.495 0.502 0.474 0.499 0.541 0.514

La severidad de los hundimientos de tensión en la subestación estudiada fue calculada

a partir del algoritmo aplicado para la curva de inmunidad SEMI-F47 mostrados en el

capítulo 3. Este procedimiento fue realizado para los años 2008-2014. Los resultados se

muestran en la Tabla 22


Como se observa en la Tabla 22, la cantidad de hundimientos de tensión cada 30 días

en los 7 años ha ido aumentando de un promedio de 20 hundimientos de tensión a un

promedio de 34. Igualmente, la severidad total en la subestación se ha incrementado con

los años. Comparando 2008 y 2014, parece que la severidad total ha doblado el valor

obtenido en años anteriores. Aun así, la severidad promedio para todos los años ha

variado poco desde un valor de 0.5, resultando en un valor permisible para los circuitos

que se alimentaran por esta subestación.

Dados los valores presentados en Figura 14 del capítulo 3, Etapa 2 - procedimiento

de aplicación IEEE Std1564-2014, La severidad promedio ha permanecido remota del

valor umbral de interrupción. Con esto, se puede considerar que el servicio de calidad de

la potencia para hundimientos de tensión cumple con los estándares SEMI-F47. Esto

también muestra, que aunque el número de hundimientos ha aumentado en los diferentes

años, la severidad general ha permanecido en un valor aceptable. Por lo tanto, el valor

promedio de severidad se convierte en un parámetro de análisis más importante que la

cantidad de hundimientos en el año. El bajo promedio en la severidad puede ser

explicado teniendo en cuenta la cantidad de hundimientos con una duración menor a 200

ms y con una alta tensión residual.

Para el periodo de medición, se determinó que el total de hundimientos de tensión fue

83 eventos. Adicionalmente, el índice de la severidad total fue Se_sitio de 34.189 o una

Se_prom de 0.411. Otro parámetro de interés es la subsidencia total para un periodo de 30

días, que sería de 441.5 hundimientos. Estos valores son consistentes con las tasas de

hundimientos calculados para la subestación que alimenta el circuito industrial


presentado en la Tabla 22. Adicionalmente, aunque la cantidad de hundimientos en la

subestación estudiada se han incrementado entre 2012 y 2014, la severidad promedio ha

permanecido dentro de un valor tolerable. Por lo tanto, los usuarios finales deberían

mantener la tendencia de la severidad dentro de sus instalaciones. Otra forma de

demostrar esto es la cantidad de hundimientos de tensión con una severidad superior a

1, que fue únicamente 3 hundimientos. Discriminando la cantidad de hundimientos de

tensión que cada usuario registró, solo se midió un promedio total de 3.6 hundimientos.

La mayor cantidad de hundimientos registrados en un solo usuario fue de 22.

De los valores calculados de la severidad de los hundimientos de tensión en el

subestación estudiada y para cada usuario industrial, se puede percibir que existe un buen

suministro de la forma de onda de la tensión en relación a los hundimientos de tensión.

Aunque el Usuario 1, se encuentra cerca al umbral unitario, con respecto a los sugeridos

a través de la curva de inmunidad SEMI-F47, ver Figura 14, estos aún se encuentran por

debajo de 1.0, ver Figura 29.

Figura 29: Severidad promedio en el PCC vs. subestación para el escenario #3

Este resultado contradice la declaración de los usuarios con respecto a las variaciones

de tensión, tal que, no justifica la interrupción de un proceso industrial. Así, se deberían

realizar consideraciones de buenas prácticas de ingeniería dentro de las instalaciones de

modo que esto pueda incrementar la sensibilidad de un equipo ante hundimientos de

corta duración.

CAPÍTULO 5

CONCLUSIONES, APORTES Y FUTUROS DESARROLLOS

A a

Se presentan las conclusiones generales a la metodología propuesta, se realizan las

recomendaciones para trabajos futuros, se relacionan los trabajos adicionales que

aportaron al logro del presente documente y que fueron de trascendencia a nivel de

congresos y revistas.

63

5. CONCLUSIONES, APORTES Y

FUTUROS DESARROLLOS

L DESARROLLO del presente documento, describe a continuación las

conclusiones al trabajo realizado, y describe la manera en que se cumplen los

objetivos propuestos como parte de los requisitos de la propuesta de trabajo de grado

inicial. Otros aportes y discusiones académicas realizadas en congresos, hacen parte de

los objetivos alcanzados como parte del soporte de la metodología propuesta.

5.1. Conclusiones generales

Como se ha precisado en el presente documento, son múltiples las causas o fuentes

de originan los hundimientos de tensión, así como también sus consecuencias, estos son

fenómenos de comportamiento aleatorio y representan un gran porcentaje de las

perturbaciones que más impacta el sector productivo; es por ello que, la puesta en firme

del estándar IEEE 1564 de 2014, provee herramientas de evaluación de la severidad de

los hundimientos de tensión en cualquier parte del sistema, lo que permite a los usuarios

y operadores del sistema, contar con parámetros de referencia a través de una normativa

vigente y reconocida.

Así mismo, la prospectiva regulatoria en nuestro país, frente a la implantación de

indicadores para la variable de calidad de la potencia asociada a los hundimientos de

tensión, no ofrece las herramientas suficientes para establecer el desempeño en cualquier

punto del sistema de esta variable; los indicadores propuestos en el proyecto de

resolución CREG 065 de 2012, se encuentran en principio basados en el reporte de

información consolidada semanalmente de indicadores basados en el número de

hundimiento, según la duración (instantáneos, momentáneos y temporales), dejando de

lado la magnitud del fenómeno.

E

Capítulo 5. Conclusiones, Aportes y Futuros Desarrollos 64

64

La integración del estándar IEEE 1564 de 2014 y otras referencias normativas a

través de una guía metodológica para el análisis de hundimientos, permite de manera

ordenada atender efectivamente los requerimientos que se deriven de problemáticas

asociadas a la ocurrencia de los hundimientos de tensión.

Consecuentemente a las recomendaciones de la normatividad vigente, bibliografía y

publicaciones indexadas, es necesario contar con el suficiente número de registros a partir

de largos periodos de medición (como mínimo 30 días), esto con el fin de, contar con la

información suficiente para la evaluación de la severidad en cualquier punto del sistema.

Al objetivos específico 1: Se logra consolidar los conceptos y definiciones para el

desarrollo de la metodología, a partir de este marco normativo y regulatorio aplicado a

Colombia, se desarrolla la metodología propuesta

Al objetivo específico 2: Se da respuesta en el capítulo 3, mediante la propuesta

metodológica para el análisis de hundimientos de tensión, la cual se desarrolla por etapas

y fases. Esta guía metodológica propuesta para el análisis de hundimientos de tensión, se

logra materializar a partir la experiencia de los profesionales y personal técnico de CHEC,

el soporte normativo y la regulación vigente.

Al objetivo específico 3: Se valida la metodología a través de mediciones realizadas,

estas se muestran en el capítulo 4 del presente documento y se desarrollan con la

presentación de tres casos prácticos bajo diferentes escenarios que permitan verificar la

aplicabilidad de la metodología propuesta.

5.2. Aportes

Dentro de los aportes del presente trabajo y producto de la colaboración de tutores,

profesores y compañeros de maestría, se encuentran:

La propuesta de una guía metodología basada en un referente normativo internacional

como es el estándar IEEE 1564 de 2014 y las experiencia transmitida a través de la

realización de mediciones en campo y atención de solicitudes a los usuarios, provee las

herramientas para la realización de análisis de hundimientos de tensión no solo en el

sistema de distribución de la CHEC, sino también para otros operadores, donde se

incluyen indicadores de severidad de hundimientos, estableciendo elementos

cuantitativos que permiten valorar la calidad de la potencia en lo referente a los


hundimientos de tensión.

Este aspecto, debe ser tenido en cuenta en el alcance de una evaluación del estado de

la calidad de la tensión en una ubicación diferente a una subestación, tal como es el punto

de conexión común de un usuario. Por ejemplo, en el caso colombiano la Norma Técnica

Colombiana NTC-5001 del 2008, la cual determina la Calidad de la Potencia Eléctrica. Límites

y Metodología de Evaluación en Punto de Conexión Común, no es clara sobre el periodo mínimo

de medición para obtener indicadores de hundimientos de tensión. Normalmente, para

las demás perturbaciones, se recomienda en dicha norma un periodo de medición de 1

semana [16], mientras que, para los hundimientos de tensión puede requerirse de

periodos más largos de medición como se recomienda en la IEC 61000-4-30 [8].

5.3. Futuros desarrollos

- Entendido el alto impacto de las variaciones de la tensión eficaz en el sector

productivo, se hace relevante realizar la caracterización de curvas de

inmunidad de instalaciones de usuarios industriales, a partir de sus procesos

susceptibles a las variaciones en la tensión eficaz.

- Evaluación de la compatibilidad electromagnética de los usuarios industriales

frente a las tensiones de referencia dadas por el marco regulatorio vigente.

- Metodología para el establecimiento de la direccionalidad de las

perturbaciones asociadas a los hundimientos de tensión, como mecanismo

para la identificación de responsables por la emisión de perturbaciones en el

punto de medida de los Usuarios.

5.4. Discusión académica

Publicaciones en revistas

1) S. Arias-Guzman, A.J. Ustariz-Farfan, E.A. Cano-Plata, A.F. Salazar-Jimenez,

"Implementation of IEEE Std 1564-2014 for Voltage Sag Severity Analysis on a

Medium Voltage Substation," Revista: “IEEE Transactions on Industry Applications”.

Seleccionado en PEPQA-2015 para publicación (en revisión)

Capítulo 5. Conclusiones, Aportes y Futuros Desarrollos 66

66

Publicaciones en Congresos

1) S. Arias-Guzman, O.A. Ruiz-Guzman, A.J. Ustariz-Farfan, E.A. Cano-Plata, A.F.

Salazar-Jimenez, "Evaluación de la Calidad de la Potencia Caso Práctico en

Instalaciones Comerciales," IV IAS Colombian Workshop on, vol., no., pp.1,6, 10-10

September 2014.

2) S. Arias-Guzman, A.J. Ustariz-Farfan, E.A. Cano-Plata, A.F. Salazar-Jimenez,

"Implementation of IEEE Std 1564-2014 for Voltage Sag Severity Analysis on a

Medium Voltage Substation," Power Electronics and Power Quality Applications (PEPQA),

2015 Workshop on, vol., no., pp.1,6, 2-4 June 2015.

3) S. Arias-Guzman, O.A. Ruiz-Guzman, L.F. Garcia, M. Jaramillo, P.D. Cardona-

Orozco, A.J. Ustariz-Farfan, E.A. Cano-Plata, A.F. Salazar-Jimenez, "Analysis of

Voltage Sag Severity Case Study in an Industrial Circuit," Industry Applications Society

Annual Meeting (IAS), 2015 IEEE , vol., no., pp., 18-22 Oct. 2015. ponencia aceptada

67

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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[24] S. Arias-Guzman, O.A. Ruiz-Guzman, L.F. Garcia, M. Jaramillo, P.D. Cardona-Orozco, A.J. Ustariz-Farfan, E.A. Cano-Plata, A.F. Salazar-Jimenez, "Analysis of Voltage Sag Severity Case Study in an Industrial Circuit," Industry Applications Society Annual Meeting (IAS), 2015 IEEE , vol., no., pp., 18-22 Oct. 2015. (accepted)

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[27] Ley 142 de 1994. SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS. por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones.

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[31] DRAFT INTERNATIONAL STANDARD ISO/DIS 18434-1, Condition monitoring and diagnostics of machines - Thermography.

[32] CEI IEC 61000-2-8. Informe Técnico. Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 2-8: Entorno. Huecos de tensión e interrupciones breves en las redes eléctricas de suministro público, con inclusión de resultados de medidas estadísticas.



[35] S. Arias-Guzmán, A.F. Salazar-Jiménez, O.A. Ruiz-Guzmán, A.J. Ustariz-Farfan, E.A. Cano Plata. Evaluación de la Calidad de la Potencia Caso Práctico en Instalaciones Comerciales. 2014.

[36] ANSI C84.1-2011 - American National Standard. For Electric Power Systems and Equipment - Voltage Ratings (60 Hertz)

[37] John Kyei, Power Systems Engineering Research Center - Analysis and Design of Power Acceptability Curves for Industrial Loads. 2001.


[39] CREG, C. R. (s.f.). Proyecto de Resolución CREG 065 de 2012. Bogotá, Colombia

trabajo final de maestrÍa · 2016-03-03 · figura 5: curva de susceptibilidad cbema [1][37]........

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